ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA INCORPORAR A LA PRODUCCIÓN LOS CRUDOS PESADOS DEL YACIMIENTO X DE
UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO EN PETRÓLEOS
ERICK LEONARDO MIRANDA GRIJALVA E mail: [email protected]
DIRECTOR: ING. RAÚL VALENCIA, Msc
E mail: [email protected]
Quito, Septiembre 2008
DECLARACIÓN Yo, Erick Leonardo Miranda Grijalva, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la LX de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
ERICK MIRANDA GRIJALVA
CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Erick Leonardo Miranda
Grijalva, bajo mi supervisión.
ING. RAÚL VALENCIA, Msc
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Mis sinceros agradecimientos al equipo de ingenieros de la Unidad Bloque 15,
por brindarme un espacio para realizar el presente trabajo.
Al Ing. Raúl Valencia por su tiempo y dedicación para la corrección y
asesoramiento de este proyecto.
DEDICATORIA
A mis padres por su apoyo, motivación y esfuerzo para que realice mis estudios
superiores.
CONTENIDO
1. CAPÍTULO 1 ............................................................................................... 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO Y CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO Y
FLUIDOS............................................................................................................ 1
1.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO.....................................................................................1
1.1.1. ANTECEDENTES HISTÓRICOS ........................................................................1
1.1.2. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA ..........................................................................2
1.1.3. YACIMIENTOS PRODUCTORES.......................................................................2
1.1.4. RESERVAS ....................................................................................................................3
1.2. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO Y FLUIDOS ..................................3
1.2.1. GEOFÍSICA ....................................................................................................................3
1.2.2. GEOLOGÍA.....................................................................................................................4
1.2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS .......................................................................5
1.2.3.1. Correcciones ambientales...................................................................................... 5
1.2.3.2. Volumen de arcilla (Vsh) ......................................................................................... 6
1.2.3.3. Porosidad total (PHIA) .............................................................................................. 7
1.2.3.3.1. Porosidad obtenida del registro de Densidad (PHID).................... 7
1.2.3.3.2. Porosidad obtenida del registro Neutrónico (PHIN)........................ 8
1.2.3.4. Porosidad Efectiva (PHIR) ..................................................................................... 8
1.2.3.5. Permeabilidad................................................................................................................. 8
1.2.3.6. Saturación de Agua .................................................................................................... 9
1.2.3.7. Saturación de petróleo ........................................................................................... 10
1.2.3.8. Valores Límite o “Cutt Offs”................................................................................. 10
1.2.3.9. Espesores de Reservorio ..................................................................................... 11
1.2.3.9.1. Espesor Total de Reservorio (“Gross”) .................................................. 11
1.2.3.9.2. Espesor Neto de Reservorio (“NetRes”) ............................................... 11
1.2.3.9.3. Espesor Saturado de Reservorio (“NetPay”) ..................................... 11
1.2.3.10. Sumario de Propiedades Petrofísicas ......................................................... 12
1.2.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS ......................................................13
1.2.4.1. Pruebas de producción .......................................................................................... 13
1.2.4.2. Pruebas PVT ................................................................................................................. 13
1.2.4.3. Densidad y viscosidad del petróleo ............................................................... 13
1.2.4.4. Viscosidad del agua de formación ................................................................. 16
1.2.5. PRUEBAS DE PRESIÓN ......................................................................................19
1.2.5.1. Pruebas de Restauración de Presión (“Build Up’s”) .......................... 19
1.2.5.2. Pruebas con Probadores con “Wireline” .................................................... 19
1.2.6. TIPO DE YACIMIENTO ..........................................................................................20
1.2.7. MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN ............................................20
2. CAPÍTULO II ............................................................................................. 22
CÁLCULO DE RESERVAS.............................................................................. 22
2.1. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) ........................................................22
2.1.1. EVOLUCIÓN HISTÓRICA.....................................................................................22
2.1.2. CÁLCULO DEL NUEVO POES ..........................................................................24
2.1.2.1. Parámetros para el cálculo del POES ......................................................... 24
2.1.2.1.1. Contacto agua petróleo (CAP)..................................................................... 24
2.1.2.1.2. Volumen neto de reservorio (Vres) ............................................................. 25
2.2. FACTOR DE RECOBRO (FR)..................................................................................26
2.2.1. FACTOR DE RECOBRO CALCULADO CON ECUACIONES
EMPÍRICAS ......................................................................................................................................27
2.2.2. Factor de recobro estimado a partir de curvas de permeabilidades
relativas 28
2.2.2.1. Normalización y promediado de curvas de permeabilidades
relativas 28
2.2.3. Factor de recobro calculado mediante analógías ......................................35
2.2.4. Sumario de FR calculado por varios métodos.............................................35
2.3. RESERVAS.......................................................................................................................36
2.3.1. CLASIFICACIÓN .......................................................................................................36
2.3.1.1. Reservas probadas (P1) ....................................................................................... 37
2.3.1.2. Reservas no probadas ........................................................................................... 37
2.3.1.2.1. Reservas probables (P2) ................................................................................. 37
2.3.1.2.2. Reservas posibles (P3)..................................................................................... 37
2.3.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA.....................................................................................37
2.3.3. CÁLCULO DE RESERVAS ACTUALES........................................................38
2.3.3.1. Cálculo de reservas por pozo ............................................................................ 39
2.3.3.1.1. Radio de drenaje ................................................................................................... 40
2.3.3.1.2. Zonas Potenciales................................................................................................ 40
2.3.3.1.3. Espesor efectivo (ho) ........................................................................................ 40
2.3.3.2. Reservas Remanentes........................................................................................... 41
2.4. ANÁLISIS DE LA DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ....................................1
2.5. SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS..............................................................4
2.5.1. Estimación de productividad ..................................................................................6
2.5.2. Curvas IPR......................................................................................................................7
2.5.3. Perfiles de producción...............................................................................................8
3. CAPÍTULO III ............................................................................................ 11
ANÁLISIS NODAL DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ..... 11
3.1. CONCEPTOS TEÓRICOS Y ECUACIONES PARA EL
DIMENSIONAMIENTO DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ............................11
3.1.1. DATOS REQUERIDOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO...................11
3.1.1.1. Datos del pozo ............................................................................................................. 11
3.1.1.2. Datos de producción ................................................................................................ 11
3.1.1.3. Características de los fluidos ............................................................................. 12
3.1.1.4. Datos de la Fuente de Energía Eléctrica ...................................................12
3.1.1.5. Problemas Posibles.................................................................................................. 12
3.1.2. CARGA ...........................................................................................................................13
3.1.3. GRAVEDAD ESPECÍFICA....................................................................................13
3.1.4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA ..........................................................13
3.1.5. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (SGO)...............................14
3.1.6. GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LA MEZCLA ................................................14
3.1.7. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO ....................................................14
3.1.8. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA BOMBA.........................15
3.1.9. PROFUNDIDAD A MITAD DE PERFORACIONES (MPP) ...................15
3.1.10. DIFERENCIAL DE LONGITUD (∆L) ................................................................15
3.1.11. PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA (PIP) ............................................16
3.1.12. PRESIÓN DE DESCARGA...................................................................................16
3.1.13. PRESIÓN DEL SISTEMA......................................................................................17
3.1.14. CAUDAL DE OPERACIÓN DESEADO ..........................................................17
3.1.15. ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH)..................................................................18
3.1.15.1. Levantamiento Neto Vertical (LNV) ............................................................... 18
3.1.15.2. Pérdidas por fricción en la tubería.................................................................. 19
3.1.15.2.1. Número de Reynoulds....................................................................................... 19
3.1.15.2.2. Coeficiente de fricción ....................................................................................... 20
3.1.15.2.3. Velocidad del fluido ............................................................................................. 21
3.1.15.3. Presión en cabeza o contrapresión (Pwh)................................................ 21
3.1.16. RELACIÓN GAS- PETRÓLEO EN SOLUCIÓN .........................................22
3.1.17. FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO ........22
3.1.18. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS ..............................................................22
3.1.19. CÁLCULOS DEL GAS ............................................................................................23
3.1.19.1. Gas Total.......................................................................................................................... 23
3.1.19.2. Gas en solución........................................................................................................... 23
3.1.19.3. Gas libre ........................................................................................................................... 23
3.1.20. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO .........................................................................24
3.1.21. PORCENTAJE DE GAS LIBRE..........................................................................24
3.1.22. SELECCIÓN DEL TIPO DE BOMBA ...............................................................25
3.1.23. NÚMERO DE ETAPAS REQUERIDAS ..........................................................25
3.1.24. POTENCIA....................................................................................................................25
3.1.25. SELECCIÓN DEL MOTOR...................................................................................25
3.1.26. CARGA DEL MOTOR .............................................................................................26
3.1.27. SELECCIÓN DEL CABLE .....................................................................................26
3.1.28. FRECUENCIA LÍMITE ............................................................................................26
3.1.29. VOLTAJE Y POTENCIA REQUERIDOS EN SUPERFICIE .................27
3.1.30. EFECTOS DE LA VISCOSIDAD EN EL DESEMPEÑO DE LAS
BOMBAS ELECTRO SUMERGIBLES ................................................................................27
3.2. EJEMPLO DE DIMENSIONAMIENTO PARA EL POZO EY D16 ...........29
3.2.1. RECOPILACIÓN DE DATOS ..............................................................................29
3.2.1.1. Datos del pozo ............................................................................................................. 29
3.2.1.2. Datos de producción ................................................................................................ 29
3.2.1.3. Características de los fluidos ............................................................................. 30
3.2.2. CÁLCULOS ..................................................................................................................30
3.2.2.1. Gravedades específicas ........................................................................................ 30
3.2.2.2. Gradiente de Presión del Fluido ...................................................................... 31
3.2.2.3. Profundidad a Mitad de Perforaciones ........................................................ 31
3.2.2.4. Diferencial de Longitud........................................................................................... 32
3.2.2.5. Presión de entrada a la bomba (PIP) ........................................................... 32
3.2.2.6. Presión de descarga ................................................................................................ 33
3.2.2.7. Presión del sistema .................................................................................................. 34
3.2.2.8. Caudal máximo............................................................................................................ 35
3.2.2.9. Altura Dinámica Total .............................................................................................. 36
3.2.2.9.1. Levantamiento neto vertical........................................................................... 36
3.2.2.9.2. Pérdidas Por Fricción......................................................................................... 36
3.2.2.10. Presión en cabeza..................................................................................................... 37
3.2.2.11. Relación gas- petróleo en solución................................................................ 38
3.2.2.12. Factor volumétrico de formación del petróleo ........................................ 38
3.2.2.13. Factor volumétrico del gas................................................................................... 38
3.2.2.14. Cálculos del gas.......................................................................................................... 39
3.2.2.14.1. Gas Total .................................................................................................................... 39
3.2.2.14.2. Gas en solución ..................................................................................................... 39
3.2.2.14.3. Gas Libre .................................................................................................................... 39
3.2.2.15. Volumen total de fluido........................................................................................... 40
3.2.2.16. Porcentaje de gas libre........................................................................................... 40
3.2.2.17. Selección del tipo de bomba .............................................................................. 41
3.2.2.18. Número de etapas requeridas........................................................................... 41
3.2.2.19. Potencia ............................................................................................................................ 41
3.2.2.20. Factores de corrección por viscosidad........................................................ 42
3.2.2.21. Selección del Motor .................................................................................................. 43
3.2.2.22. Carga del motor........................................................................................................... 43
3.2.2.23. Frecuencia Límite....................................................................................................... 44
3.2.2.24. Selección del cable ................................................................................................... 44
3.2.2.25. Voltaje y potencia requeridos en superficie ............................................. 44
4. CAPÍTULO IV............................................................................................ 46
ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO................................................................. 46
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO.....................................................................................................46
4.1.1. PASOS DEL REACONDICIONAMIENTO....................................................46
4.1.1.1. Control del Pozo ......................................................................................................... 47
4.2. ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................................50
4.2.1. FLUJO DE FONDOS ...............................................................................................50
4.2.1.1. Ingresos ............................................................................................................................ 50
4.2.1.2. Gastos................................................................................................................................ 50
4.2.1.2.1. Inversión Inicial....................................................................................................... 50
4.2.1.2.2. Gastos mensuales................................................................................................ 51
4.2.2. VALOR PRESENTE NETO (VPN) ....................................................................51
4.2.3. TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ............................................................53
4.2.4. RELACIÓN COSTO BENEFICIO ......................................................................54
4.2.5. TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN (PAY-BACK) ..........54
5. CAPÍTULO V............................................................................................. 57
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................... 57
5.1. CONCLUSIONES...........................................................................................................57
5.2. RECOMENDACIONES ...............................................................................................59
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.......................................................... 61
7. ...................................................................................................................... 61
1. CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO Y CARACTERIZACIÓN
DEL YACIMIENTO Y FLUIDOS
Previo al inicio de este trabajo es importante señalar que por motivos de
seguridad de la empresa, no se pueden mencionar los nombres del Campo,
Yacimientos, Pozos, ni ninguna otra información que comprometa datos
confidenciales de la organización. Por tal motivo en adelante se referirá al
nombre del yacimiento como Yacimiento “X", y de manera similar, se
cambiarán u omitirán los nombres o datos que la empresa considere que son
de carácter confidencial y que por tanto no pueden ser divulgados
públicamente.
1.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO
1.1.1. ANTECEDENTES HISTÓRICOS
En el año 1970 la compañía Minas y Petróleos perforó el pozo 1 en el periclinal
sur de la estructura, descubriendo acumulaciones de petróleo de 12,8 a 18
grados API en las Areniscas X, Y1 y Z.
A finales de 1996 la Occidental Exploration and Production Company
(O.E.P.C.) perforó el pozo 2 localizado en la parte norte de la estructura, pozo
que confirmó la presencia de hidrocarburo en los yacimientos W, X, Y1, Y2 y Z.
En mayo de 1999 PETROECUADOR Y O.E.P.C suscriben los Convenios de
Operación y Explotación Unificada de los Yacimientos Comunes "W”, "X", "Y" y
"Z".
2
El Campo X entra en producción el 22 de octubre del 2002 con el pozo X-6,
incorporándose luego los pozos X-7, X-8 y X-5, todos de la isla C, para el
llenado de las líneas de flujo, llenado de ductos y pruebas de la planta.
1.1.2. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo está localizado al Este de la Cuenca Oriental y pertenece al área del
Bloque 15.
GRÁFICO 1: LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO
FUENTE: UB-15
1.1.3. YACIMIENTOS PRODUCTORES
Los yacimientos del campo que actualmente producen son los yacimientos W,
Y1, Y2 y Z. El yacimiento X no está siendo explotado en los momentos
actuales.
Para abril 30 del 2008 la distribución de pozos perforados se encuentra de la
siguiente manera:
3
TABLA 1.1: POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO
Tipo de pozo Cantidad Activos 72 Inactivos 5 Inyectores 7
Total 84
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
La siguiente tabla muestra los pozos activos por yacimiento. Cabe señalar que
15 pozos producen de dos arenas ya que tienen completaciones dobles (7) o
inteligentes (8).
TABLA 1.2: NÚMERO DE POZOS ACTIVOS POR YACIMIENTO
Yacimiento Número W 18 X 0
Y1 30 Y2 20 Z 19
Total 87
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.1.4. RESERVAS
En la tabla 1.3 se presenta la actualización de reservas para el Campo
correspondiente al Plan de Desarrollo de octubre del 2006. Los datos de
producción acumulada de petróleo (Np) y reservas remanentes pertenecen a
mayo del 2008.
1.2. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO Y FLUIDOS
1.2.1. GEOFÍSICA
Mediante el análisis de la información sísmica 2D adquirida en el inicio de la
fase exploratoria, se identificó la estructura del Campo Posterior a esto se
adquirió sísmica 3D, la cual tiene un área total de 191.25 km2.
4
A través de la interpretación geofísica se ha determinado que la estructura del
campo corresponde a un anticlinal fallado de dirección Noroeste – Sureste.
Ésta falla es semi sellante, limita la estructura al Oeste y por el movimiento de
los bloques fallados no existe yuxtaposición de reservorios.
La correlación existente entre la información de los pozos y la sísmica es muy
buena y ha ayudado para la generación de mapas estructurales, que para este
estudio, fue al Tope de la Arenisca X.
TABLA 1.3: RESERVAS DEL CAMPO
Arena POES (MMBls)
FR (%)
Reservas Probadas (MMBls)
Np (MMBls)
Reservas Remanentes
Probadas (MMBLS)
Reservas Recuperadas
(%)
W 238 30.1 71.7 23.933 47.77 33.38
X 39 1.0 0.4 0.106 0.29 26.40
Y1 482 24.2 116.4 66.098 50.30 56.78
Y2 132 32.3 42.6 17.081 25.52 40.10
Z 264 12.8 33.7 13.254 20.45 39.33
Total 1155 265 118.66 146.14 44.81
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.2. GEOLOGÍA
La Arenisca X se formó en el Período Cretácico Tardío y pertenece a la
Formación Napo, se encuentra limitada al tope por la Caliza X y a la base por
la Caliza AA.
Regionalmente la distribución de la Arenisca X está limitada al Este de la
Cuenca Oriente, la fuente de los materiales presentes en ésta unidad
pertenecen al cratón Brasileño. El espesor de la Arenisca X decrece muy
rápidamente hacia el Oeste de la cuenca, y hacia el Sur su extensión se
encuentra mucho mas limitada.
5
En general es una arenisca cuarzosa, el tamaño de los granos va de muy fino a
medio y la forma de éstos va de subangular a subredondeada; es suelta a
friable, pobre a moderadamente sorteadas, generalmente con matriz arcillosa,
en partes con cemento calcáreo y con inclusiones de glauconita en porcentajes
variables. Se encuentra intercalada por algunos niveles de lutitas y carbonatos.
La arenisca presenta dos miembros: uno superior y uno inferior. El miembro
superior presenta mejores propiedades de roca que el miembro inferior, es una
arenisca cuarzosa con granos bien clasificados y su tamaño varía de fino a
medio. El miembro inferior tiene granos de muy finos a medios,
moderadamente a bien sorteados y con alto grado de concentración de
glauconita.
La cailidad del reservorio en las facies que presentan abundante contenido de
glauconita y alto grado de bioturbación es pobremente favorable ya que ambos
componentes reducen la porosidad y la permeabilidad.
Los sedimentos se depositaron en un ambiente marino de energía variable.
Esta variabilidad en las condiciones de depositación producto de las
variaciones en el nivel del mar, no permitieron una sedimentación uniforme lo
que generó que los cuerpos arenosos no presenten gran continuidad lateral
1.2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS
Las propiedades petrófiscas de la roca se determinaron con la evaluación de
perfiles eléctricos; para tal propósito el grupo de petrófisicos calculó los
diferentes parámetros mediante las siguientes ecuaciones y consideraciones.
1.2.3.1. Correcciones ambientales
Se realizaron correcciones por profundidad, por diámetro del hoyo, peso del
lodo y temperatura.
6
1.2.3.2. Volumen de arcilla (Vsh)
Es el porcentaje de arcilla contenido la formación. Se determinó a partir de las
lecturas de la curva del registro de Rayos Gamma (GR) que provee una
medida de la radioactividad natural de las formaciones. Las arcillas presentan
valores altos de GR ya que tienen elementos radiactivos, mientras que las
formaciones limpias que normalmente tienen un bajo nivel de radioactividad
presentan valores bajos de GR.
LimpiaArenaArcilla
LimpiaArena
GRGR
GRGR=Vsh
-
- (1.1)
Donde:
GR: Lectura del registro, API
GRArena Limpia: Lectura en la arena limpia (Mínimo valor de GR), API
GRArcilla: Lectura en la Arcilla (Máximo valor de GR), API
GRÁFICO 1.2: SECCIÓN ESTRUCTURAL
X 38 X 16st X 32
Caliza X
Arena X
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
7
1.2.3.3. Porosidad total (PHIA)
La porosidad total es el espacio vacío total dentro de la roca que puede
contener fluidos. Se obtuvo promediando la porosidad calculada a partir del
registro de densidad con del registro neutrónico.
2PHIN+PHID
=PHIA (1.2)
Donde:
PHID = Porosidad derivada del registro de Densidad, %
PHIN = Porosidad derivada del registro Neutrónico, %
1.2.3.3.1. Porosidad obtenida del registro de Densidad (PHID)
La herramienta de Densidad posee una fuente radioactiva que emite rayos
gamma que chocan con los electrones en la formación. En cada colisión los
rayos gamma pierden energía y se dispersan (Dispersión Compton). La
reducción del flujo de rayos gamma entre la fuente y el receptor se cuantifica y
proporciona un indicativo de la densidad de la formación, que a su vez depende
de la densidad del material de matriz de la roca, la porosidad de la formación, y
de la densidad de los fluidos.
Conociendo la densidad de la formación, de la matriz de la roca y del fluido se
puede determinar la porosidad con la siguiente ecuación:
RHofRHoma
RHobRHomaPHID
−−= (1.3)
Donde:
RHoma = Densidad de la matriz, 2.65 gr/cm3
RHob = Lectura del registro, gr/cm3
RHof = Densidad del fluido, 1 gr/cm3
8
1.2.3.3.2. Porosidad obtenida del registro Neutrónico (PHIN)
Los registros Neutrónicos responden principalmente a la cantidad de hidrógeno
de la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros están llenos con agua
o petróleo, el registro Neutrónico refleja la cantidad de porosidad llena con esos
líquidos.
La porosidad neutrónica se obtiene directamente del registro.
1.2.3.4. Porosidad Efectiva (PHIR)
La porosidad efectiva es el volumen poroso interconectado en la roca que
contribuye al flujo de fluidos en el reservorio. Se obtuvo con la siguiente
ecuación:
)Vshl1(*PHIAPHIR −= (1.4)
1.2.3.5. Permeabilidad
Se define como la capacidad que tiene la roca para permitir el paso de fluidos a
través de ella.
Las permeabilidades calculadas a partir de registros eléctricos convencionales,
en base a ecuaciones empíricas generalizadas son poco confiables y
solamente servirán para tener una idea cualitativa de esta propiedad.
Del análisis de 53 muestras del núcleo del pozo X 5 se obtuvo una
permeabilidad promedio de 212 md, sin embargo en vista del alto grado de
heterogeneidad del reservorio no se puede estimar adecuadamente una
correlación entre la permeabilidad y la porosidad que represente de manera
confiable, el comportamiento de todo el yacimiento. Ver gráfico 1.3
Por tanto los valores más representativos estarán dados por los valores
obtenidos a partir de las pruebas de presión.
9
Como se verá más delante de las pruebas de presión se observará que la
permeabilidad estaría en un rango que varía entre los 240 md a 800 md.
GRÁFICO 1.3: PERMEABILIDAD VS POROSIDAD
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
1.2.3.6. Saturación de Agua
Es el porcentaje de agua contenido en el espacio poroso. Para determinar la
saturación de agua se usa el modelo de Indonesian. La ecuación es la
siguiente:
Rw*aPHIE
+Rshl
Vshl
RT1
=Swm)Vshl*5.0 - 1(
(1.5)
RT= resistividad zona profunda, ohm - m
Rshl = resistividad de la zona arcillosa, ohm -m
Rw = resistividad del agua de formación, ohm - m
10
a = constante empírica
m = exponente de cementación
n = exponente de saturación
RT es valor de resistividad profunda del registro. El valor de Rw se calcula a
partir de la salinidad, éste parámetro se obtiene utilizando el mapa de iso
salinidades para el yacimiento, elaborado a partir de pruebas de producción y
con valores referenciales para la cuenca oriental.
Los valores del exponente de cementación (m), exponente de saturación (n) y
de la constante (a) se determinaron experimentalmente del análisis del núcleo
del pozo C5 y se muestran a continuación en la tabla 1.4
TABLA 1.4: EXPONENTES m, n y a
Parámetro Valor m 1.80 n 1.81 a 1.00
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.3.7. Saturación de petróleo
Se define como el porcentaje de saturación de petróleo contenido en el espacio
poroso. Se determinó con la siguiente ecuación:
So = 1 – Sw (1.6)
1.2.3.8. Valores Límite o “Cutt Offs”
Para establecer las zonas netas de pago la empresa tiene establecidos límites
en los parámetros de volumen de arcilla (Vsh), saturación de agua (Sw) y
porosidad efectiva (PHIR). En la tabla 1.5 se puede observar los valores limites
que la empresa maneja.
11
TABLA 1.5: VALORES LÍMITE
Volumen de arcilla (Vshl < 40% Saturación de agua (Sw) < 60% Porosidad efectiva (PHIR) > 10%
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.3.9. Espesores de Reservorio
1.2.3.9.1. Espesor Total de Reservorio (“Gross”)
Es el espesor total de la Arena, comprende la distancia desde el tope a la base.
El “Gross” promedio para la formación medido en TVD es de 129 pies.
1.2.3.9.2. Espesor Neto de Reservorio (“NetRes”)
Considera las zonas de reservorio, es decir aquellas que cumplen con los
cutoffs de porosidad y volumen de arcilla. Para el caso de X el “NetRes”
promedio es de 69 pies (TVD).
1.2.3.9.3. Espesor Saturado de Reservorio (“NetPay”)
Representa a las zonas netas saturadas de petróleo, cumple con los “cuttoffs”
de porosidad, volumen de arcilla y saturación de agua. Para el yacimiento se
tiene un “NetPay” promedio de 17 pies (TVD).
La relación promedio reservorio neto sobre el espesor total (“NetRes/Gross”) es
de 0.53, lo que indica que del espesor total de la formación, un 53% cumple
con las condiciones de reservorio neto es decir con los “cutoffs” de porosidad y
volumen de arcilla. Por otro lado la relación promedio entre la zona neta de
pago sobre el espesor total (“NetPay/ Gross”) es de 0.13, lo que indica que
apenas un 13% de toda la Arenisca contiene zonas netas de pago.
12
GRAFICO 1.2: ESQUEMA DE ESPESORES DE RESERVORIO
NetRes
Gross
NetRes = NetPay
NetPay
TOPE
BASE
NetRes
Gross
NetRes = NetPay
NetPay
TOPE
BASE
NetRes
Gross
NetRes = NetPay
NetPay
TOPE
BASE
Gross
NetRes = NetPay
NetPay
TOPE
BASE
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.3.10. Sumario de Propiedades Petrofísicas
En la tabla 1.6 se presenta las propiedades petrofísicas promedio para el
yacimiento, estos datos se han obtenido de la información de 64 pozos (Anexo
1). Los valores presentados corresponden a las zonas netas saturadas de
petróleo (“NetPay”) y se utilizarán posteriormente para el cálculo del POES.
TABLA 1.6: PROPIEDADES PETROFÍSICAS ARENISCA X
Propiedad Valor Porosidad (%) 15 Swi (%) 45 ho (Pies) 17 Vsh (%) 20
ELABORADO POR: Erick Miranda
13
1.2.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
1.2.4.1. Pruebas de producción
Las pruebas de producción permiten conocer y confirmar algunas propiedades
básicas de los fluidos a condiciones de superficie. En la siguiente tabla se
resumen las pruebas de producción que se han realizado en los pozos
evaluados en el yacimiento.
TABLA 1.7: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
POZO Fecha PETRÓLEO (BPPD)
BSW (%) API Salinidad
(ppm Cl - ) Tiempo de
Prueba Método
Pozo 1 24-ago-70 40* 16 13,6 18000 2 horas Reversa Pozo 2 30-dic-96 27** 36 21,1 28000 9 horas Swab X 32 18-nov-04 609 0,2 14,9 NA*** 2 meses B.E.S X 38 29-ago-05 520 20 14 22200 20 días B.E.S
Observaciones * Recuperado en total 40 bls de petróleo en emulsión **Se recuperaron en total 27 bls de petróleo (43 BF) en 30 corridas de Swab *** No se pudo determinar salinidad debido al bajo BSW
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.4.2. Pruebas PVT
Se han realizado tres muestreos de fondo, esto es importante ya que se puede
representar las propiedades de los fluidos a condiciones del yacimiento.
Luego de los respectivos análisis de laboratorio PVT se determinaron las
propiedades que se resumen en la Tabla 1.7.
1.2.4.3. Densidad y viscosidad del petróleo
Se denominan crudos pesados a aquellos petróleos densos y viscosos. El
parámetro estándar más comúnmente utilizado en la industria petrolera para
describir y clasificar los petróleos es la densidad; ésta propiedad se define
usualmente en términos de grados API y se relaciona con la gravedad
específica. En la Tabla 1.8 se muestra la escala que el Instituto Americano de
Petróleo (API) ha definido para categorizar a los petróleos crudos.
14
De los análisis PVT y de las pruebas de producción, se observa que la
densidad del petróleo de la Arenisca X varía entre los 13.8 y 21.1 grados API,
por lo que cae dentro del rango de petróleo pesado.
TABLA 1.7: ANÁLISIS PVT YACIMIENTO X
POZO PARÁMETRO X 32 X 54 X 38
Temperatura T (°F) 205.6 193 198
Presión Pi (psia) 2965 3026 2938
Gravedad API (15 psia & 60 ºF) API (º) 14.2 16.4 13.8
Presión de burbuja Pb (psia) 297 593 212
Factor volumétrico de petróleo a Pi Boi (bbl/stb) 1.085 NA 1.086
Factor volumétrico de petróleo a Pb Bob (bbl/stb) 1.101 NA 1.104
Viscosidad petróleo a Pi Uoi (cp) 72.65 46.9 101.23
Viscosidad de petróleo a Pb Uob (cp) 44.01 27.84 69.77
Compresibilidad petróleo a Pi Coi (1/psia) 5.17 E-6 4.71 E-6 4.99 E-6
Compresibilidad petróleo a Pb Cob (1/psia) 5.89 E-6 5.83 E-6 7.44 E-6
Relación Gas - Petróleo GOR (scf/stb) 42.1 66.3 31.5
GOR en solución a Pb Rs (scf/ bbl) 45.1 NA 36
Gravedad específica del gas SGg 0.952 0.936 0.97
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
TABLA 1.8: CLASIFICACIÓN DEL CRUDO SEGÚN SU DENSIDA D
Tipo de Crudo º API Liviano > 31.1 Mediano 22.3 < API ≤ 31.1 Pesado 10 < API ≤ 22.3 Extrapesado ≤ 10
FUENTE: Revista Oilfield Review Volumen 14, Número 4
ELABORADO POR: Erick Miranda
Si bien la densidad del petróleo es importante para evaluar el valor del recurso
y estimar el rendimiento y los costos de refinación, la propiedad del fluido que
más afecta la producibilidad y la recuperación es la viscosidad del petróleo.
Cuanto más viscoso es el petróleo, más difícil resulta producirlo.1
15
No existe ninguna relación estándar entre la densidad y la viscosidad, mientras
que la viscosidad puede variar significativamente con las variaciones de
temperatura, la densidad varía poco con la temperatura.
La viscosidad de los petróleos convencionales (medianos y livianos) puede
oscilar entre 1 centipoise (cp) y aproximadamente 10 cp. La viscosidad de los
petróleos pesados y extrapesados puede fluctuar entre menos de 20 cp y más
de 1000 000 cp.
La viscosidad del petróleo está afectada principalmente por la composición,
temperatura, presión y gas en solución.
Bajo el punto de burbuja la viscosidad del petróleo disminuye con el aumento
de la presión y sobre el punto de burbujeo la viscosidad aumenta con el
incremento de la presión. La disminución de la temperatura causa que la
viscosidad aumente y el efecto del gas en solución produce una disminución en
el valor de la viscosidad.
Las pruebas PVT son los mejores indicadores para conocer el comportamiento
de esta propiedad a condiciones de reservorio. En el gráfico 1.4 se ilustra un
ejemplo - pozo X 38- del comportamiento de la viscosidad con la variación de
presión a la temperatura del reservorio.
De las propiedades obtenidas a partir de las pruebas PVT y de producción
puede observarse que en la parte Norte de la estructura el petróleo presenta
una densidad API de mayor calidad y una viscosidad menor que en los pozos
de la parte Sur. Ver gráfico 1.5
La explicación a éste fenómeno puede darse considerando la combinación de
dos hipótesis: la primera es que las condiciones de formación del crudo en la
roca madre fueron diferentes en los sectores mencionados, y la segunda
hipótesis y la de mayor peso es que en la fase de migración y entrampamiento,
en las que el crudo se vuelve pesado a causa de la degradación producida
16
por una variedad de procesos biológicos, físicos y químicos, las condiciones de
degradación fueron más severas en la parte Sur de la estructura que en el
Norte.
GRÁFICO 1.4: VISCOSIDAD DE PETRÓLEO VS PRESIÓN A
TEMPERATURA DE RESERVORIO
Viscosidad de petróleo a temperatura de resevorio
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Presión (psia)
Tem
pera
tura
(ps
ia)
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.4.4. Viscosidad del agua de formación
La viscosidad del agua de formación está en función de la temperatura,
presión, salinidad y gas en solución.
En general la viscosidad del agua de formación a condiciones de reservorio
incrementa con la disminución de temperatura, con el aumento de presión y el
incremento de la salinidad. El efecto del gas disuelto es insignificante por lo
que usualmente se ignora.
Utilizando la siguiente correlación se puede determinar la viscosidad del agua
de formación a las condiciones del reservorio.
17
[ ])40T(pE5.31f
)NaCl(%09576.0634.70B
)NaCl(%000393.0)NaCl(%009313.004518.0A
fT
BA
212pt
2
2
ptw
−+=
+=
−+−=
+=µ
−
(1.7)
(1.8)
(1.9)
(1.10)
Donde
wµ = viscosidad del agua, cp
T= temperatura, F
p = presión, psi
% NaCl = salinidad (concentración de NaCl), %
Se ha considerado como representativa para todo el reservorio, la salinidad
obtenida a partir de las pruebas de producción del pozo X D-38, ya que éste
pozo fue evaluado durante un período de tiempo mayor y se logró alcanzar un
valor estabilizado.
Salinidad = 22000 ppm Cl –
Según las normas API, para tener la salinidad en ppm de NaCl se multiplica el
valor en ppm de ión Cloro (Cl -) por 1.65
NaClppmClpppm 3630065.1*22000 =−
Para obtener la salinidad en porcentaje se hace el siguiente cálculo.
Las unidades de salinidad en ppm son equivalentes a mg/ Kg
OHmg
OHgr
OHgr
OHKg
OHKg
NaClmgSalinidad
2
2
2
2
2 1000
1
1000
136300(%)
=
OHml
NaClmgSalinidad
2100
63,3(%) =
18
%63.3 Salinidad =
Reemplazando los valores de temperatura (200 F), presión (2950 psi) y
salinidad (3.63 % Nacl) en las ecuaciones 1.7, 1.8, 1.9 y 1.10 se obtiene que la
viscosidad del agua de formación a condiciones de reservorio es de 0.34 cp.
GRÁFICO 1.5: VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DEL PETR ÓLEO
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
MODIFICADO POR: Erick Miranda
Pozo X 32 API: 14.9 Uo: 101 cp Pcp
Pozo X 32 API: 14 Uo: 73 cp
Pozo X 54 API: 16.4 Uo: 44 cp
Pozo 2 API: 21.1
19
1.2.5. PRUEBAS DE PRESIÓN
1.2.5.1. Pruebas de Restauración de Presión (“Build Up’s”)
Los datos obtenidos del análisis de las pruebas de restauración de presión
(“Buildup”) se muestran a continuación.
TABLA 1.9: PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN Pozo Intervalo
(TVD) Presión (psia)
Temperatura (F)
Permeabilidad (md)
Factor de daño
IP (bpd/psi)
Pozo 2 7018 - 7026 7030 - 7044
3021 197 240 -4 0.6
X 38 7071 - 7119 2950 198 400 -2 0.32
X 32 7063 – 7074 7085 - 7092
2956 200 800 0 0.34
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.5.2. Pruebas con Probadores con “Wireline”
Los probadores con wireline permiten obtener muestras de fluidos y medir la presión de formación. Los resultados de dichas pruebas se resumen a continuación en la tabla 1.10
TABLA 1.10: PRUEBAS CON PROBADORES CON “WIRELINE”
Pozo Temperatura Presión Estática
X 32 205,6 2965
X 54 193 3026
X 38 198 2938
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
De las pruebas de presión realizadas en el pozo X 54 y en el pozo 1, se
observa que la presión en la parte Norte de la Estructura presenta un valor un
poco más alto (20 psi más) con respecto a los pozos probados en la zona Sur.
La limitada producción que ha tenido el yacimiento hace suponer que la presión
no ha sufrido cambio. Para establecer el grado de declinación de la presión se
dispone de escasa información y únicamente se puede comparar las presiones
20
de los pozos X 32 y X 38, puesto que ninguno de los pozos de la parte Norte
ha producido.
El X 32 produjo durante un período aproximado de dos años y tuvo una presión
de 2950 psia, posteriormente se efectúo una prueba de presión en el pozo X
38 y se determinó que la presión de reservorio fue de 2950 psi.
Considerando como presión inicial para el yacimiento el valor de la presión
inicial del pozo X 32 y como presión actual la presión del pozo X 38, se puede
decir que la declinación de la presión de reservorio ha sido insignificante, y que
la presión se ha mantenido prácticamente constante.
1.2.6. TIPO DE YACIMIENTO
Es un yacimiento subsaturado puesto que no existe liberación de gas en vista
de que la presión de reservorio está sobre la presión de burbuja.
El yacimiento se clasifica como un yacimiento de petróleo negro (“black oil”) ya
que cumple con las características propias de este tipo de fluido como se
muestra en la tabla 1.11.
TABLA 1.11: CARACTERÍSTICAS DE UN RESERVORIO BLACK OIL
Parámetro Teoría Datos Reales GOR Inicial PCS/ BF < 1750 √ < 66 API < 45 √ < 21.1 Color del líquido a condiciones de tanque oscuro √ -- Cambio de fase en el reservorio Punto de Burbuja √ -- Porcentaje de Moles C7+ > 20 % √ > 95 % Factor volumétrico a Pb < 2 √ < 1.104
FUENTE: Flores José, Ingeniería de Yacimientos/ Información de Ingeniería UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
1.2.7. MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
Debido a la escasa información de producción y presiones que se tiene es
complicado determinar con exactitud el mecanismo de producción primario del
yacimiento. Con los datos existentes se ha considerado que la Arenisca X tiene
21
un mecanismo de producción con empuje lateral hidráulico ya que cumple con
las características propias de este tipo de mecanismo:
• La Presión de reservorio ha declinado muy poco (5 psia) manteniéndose
prácticamente constante.
• En las pruebas de producción del pozo X 38 se ha obtenido agua en
porcentajes representativos (mayores al 20%) lo que es un indicativo de
la presencia de un acuífero.
• Relación gas petróleo bajas (Menor a 100 mcf/ stb) y con tendencia
constante.
• Evidencia de contacto agua petróleo en algunos de los registros
eléctricos. Solo en ciertos pozos se puede evidenciar la presencia de un
contacto agua petróleo, lo cual es un indicativo de que no todos los
pozos han atravesado dicha interfase y por tanto se trata de un acuífero
lateral.
22
2. CAPÍTULO II
CÁLCULO DE RESERVAS
2.1. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)
Se define como Petróleo Original en Sitio al volumen total de petróleo que
contiene un yacimiento.
2.1.1. EVOLUCIÓN HISTÓRICA
Antes de calcular un nuevo valor para el POES, se ha considerado importante
presentar la evolución que ha tenido este parámetro en el transcurso del
tiempo. En la Tabla 2.1 se presentan los valores del POES y de los parámetros
que se utilizaron para calcularlo en el Plan de Desarrollo del Campo y en las
Actualizaciones que se han efectuado al mencionado Plan en diferentes
fechas.
TABLA 2.1: RESUMEN CRONOLÓGICO CÁLCULO POES
FUENTE INFORMACION
ho (pies)
PHI (%)
Swi (%)
Boi (bls/ BF)
Area (acres)
POES (MMbls) OBSERVACIONES
13,9 13,8 39,9 1,0603 6132
51.6 Plan de Desarrollo,
septiembre 2000
20,9 14,3 38,1 1,0561 12600 171
222,6
Los cálculos se basaron en la información de los primeros dos pozos perforados. Se subdividió la Arena y se estimó POES y reservas para petróleo mediano y pesado. Los valores de la primera fila corresponden al petróleo mediano y los de la segunda fila a petróleo pesado.
Reforma al Plan de Desarrollo, octubre 2004
10 14,2 44 1,07 12057 33
Si se utiliza el valor de ho reportado (10 pies) no se obtiene el mismo valor del POES. Para que el valor de POES coincida ho debería ser igual a 4,5 pies.
Reforma al Plan de Desarrollo, octubre 2005
4.3 14.2 44 1.07 15623 39
No se hizo ningún cambio en los Mapas de la Reforma al Plan de Desarrollo del 2004. POES se calculó considerando únicamente los 60 pies superiores del este reservorio debido a la incertidumbre que presenta este reservorio en su ciclo inferior.
23
TABLA 2.1: CONTINUACIÓN
Reforma al Plan de Desarrollo, octubre 2006
4,6 14,2 44 1,07 15623 39
Mismas premisas que la Reforma al
Plan de Desarrollo antecesor. Se mantienen parámetros para el cálculo y por tanto el valor total del POES
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
De los datos presentados en la Tabla 2.1 puede observarse que para el calculo
del POES en las Reformas al Plan de Desarrollo del año 2004 y de fechas
posteriores se utilizaron valores de espesor neto saturado de petróleo (ho) que
oscilaban entre los 4.3 y 4.6 pies. Si se comparan estas cifras con las
obtenidas luego de promediar el ho de los pozos perforados hasta la fecha de
elaboración del estudio, puede notarse que los datos que se utilizaron para el
cálculo del POES son inferiores en por lo menos un 100%; en consecuencia los
valores de petróleo original en sitio calculados podrían estar subestimados.
En el Gráfico 2.1 se ilustra las diferentes estimaciones que se han hecho para
el POES en el transcurso del tiempo.
GRÁFICO 2.1: RESUMEN CRONOLÓGICO CÁLCULO POES
222,6
3339 39
0
50
100
150
200
250
Plan de Desarrollo, septiembre2000
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2004
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2005
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2006
PO
ES
(M
Mbl
s)
ELABORADO POR: Erick Miranda
24
2.1.2. CÁLCULO DEL NUEVO POES
Para la estimación del petróleo original en sitio únicamente se consideró el
miembro superior de la Arenisca “X” en vista de que el miembro inferior en
general no presenta petróleo. El cálculo se hizo volumétricamente con la
ecuación 2.1
-= res wi
oi
7758 * V * PHI* (1 S )POES
β (2.1)
Donde
Vres: Volumen neto de reservorio, acre*pie
PHI: Porosidad, fracción
Swi: Saturación de agua inicial, fracción
oiβ : Factor volumétrico inicial del petróleo, bls/ BF
2.1.2.1. Parámetros para el cálculo del POES
Los datos de porosidad y de saturación agua inicial que se presentados en la
Tabla 2.2 corresponden a los valores promedios para las zonas de pago del
miembro superior del yacimiento “X”.
Para el caso del factor volumétrico inicial de petróleo, se tomó de la información
del pozo EM 32, ya que éste refleja las condiciones iniciales el yacimiento.
2.1.2.1.1. Contacto agua petróleo (CAP)
El contacto agua petróleo original se definió a partir del pozo EM 32 a una
profundidad de 6397 pies bajo el nivel del mar (“TVDSS”), sin embargo en
algunos pozos como el EM 38 puede observarse petróleo bajo por debajo de
este nivel tal como puede observarse en la sección estructural del Gráfico 1.2
del Capítulo 1.
Lo más apropiado sería redefinir el valor de este contacto en base al pozo EM
38 debido a que éste pozo fue probado y que produjo agua en porcentajes
significativos. Se asumirá entonces que el nuevo CAP se encuentra a una
25
profundidad de 6412 pies (TVDSS), sin embargo debe tomarse en cuenta que
no se puede afirmar con total seguridad si es que se trata de un contacto agua
petróleo o tan solo de un límite inferior de petróleo conocido (LKO). Si bien en
las curvas de resistividades del registro eléctrico se puede apreciar una
deflexión, no se puede determinar con certeza si esta variación de resistividad
obedece a un cambio litológico o que éste se debe a la presencia de un
contacto agua petróleo.
2.1.2.1.2. Volumen neto de reservorio (Vres)
Con el “software” de interpretación geológica que maneja la empresa se sumó
el Mapa Estructural al Tope de la Arenisca “X” con el Mapa Isopaco de “X”
Superior para generar la base de “X” Superior, luego se restó el valor del
contacto agua petróleo para crear el Mapa de Gross Pay de “X” Superior; con
este último mapa se calculó el volumen total de roca (“GRV”) comprendido
entre el CAP y el tope de la Arenisca obteniéndose un valor aproximado de
654168 acre – pie. En el Gráfico 2.2 se ilustra el volumen calculado.
GRÁFICO 2.2: “GRV” YACIMIENTO “X” SUPERIOR
Elaborado por: Erick Miranda
Una vez obtenido el volumen neto de roca se multiplicó este valor por la
relación “Net/Gross” promedio para obtener el volumen correspondiente a las
zonas netas de reservorio como se aprecia en la ecuación 2.2
Vres= GRV* Net/Gross (2.2)
Reemplazando se tiene:
Vres = 654168 * 0.53
Tope “X”
CAP
Base “X” Superior GRV
26
Vres = 344100,1 (acre*pie)
En la Tabla 2.2 se muestran los valores que se utilizaron para el POES.
Reemplazando estos valores en la ecuación 2.1 se obtuvo un valor de 195.3
MMbls.
TABLA 2.2: PARÁMETROS UTILIZADOS PARA EL CÁLCULO DE L POES
Vres PHI Swi Boi POES (acre*pie) (fracción) (fracción) (bls/BF) MMbls 344100.1 0.15 0.45 1.085 195.3
ELABORADO POR: Erick Miranda
2.2. FACTOR DE RECOBRO (FR)
El factor de recobro es el porcentaje de petróleo que se puede recuperar del
yacimiento de manera técnica y económica.
El factor de recobro puede calcularse por diferentes métodos:
• Ecuaciones matemáticas empíricas
• Curvas de permeabilidades relativas
• Analogías
• Balance de materiales
• Simulación numérica
Para aplicar el método de Balance de Materiales se requiere de producciones
acumuladas de petróleo, agua y gas, presiones de reservorio y datos de las
propiedades de los fluidos producidos. La información que se tiene de estos
parámetros es escasa e insuficiente para la aplicación de éste método, por lo
tanto éste ha sido descartado.
Tampoco se puede estimar el factor de recobro mediante simulación numérica
debido a que no existe un modelo de este tipo para el yacimiento.
27
2.2.1. FACTOR DE RECOBRO CALCULADO CON ECUACIONES
EMPÍRICAS
El Subcomité de la Eficiencia de Recobro del Instituto Americano de Petróleo
desarrolló una ecuación para determinar la eficiencia de recobro para
reservorios con empuje hidráulico en base al estudio estadístico de 70
areniscas que producían bajo este tipo de mecanismo de producción.
( ) ( )2159.0
1903.0
077.00422.0
***
*1
*898,54−
−
−=Pa
PiS
k
B
SFR wi
oi
wi
oi
wi
µµφ
(2.3)
Donde:
Φ : Porosidad, fracción
Swi : Saturación inicial de agua, fracción
oiβ : Factor volumétrico del petróleo inicial, bls/BF
k : Permeabilidad absoluta, Darcys
µoi :Viscosidad inicial de petróleo. cp
µwi :Viscosidad inicial del agua, cp
Pi : Presión inicial, psi
Pa : Presión de abandono, psi
Los parámetros petrofísicos requeridos en la ecuación 2.3 se han tomado de la
Tabla 1.7. Para el caso de las propiedades del petróleo se utilizaron los
valores de la Tabla 1.4
El valor de permeabilidad se obtuvo promediando los datos obtenidos a partir
de las pruebas de presión (Tabla 1.10), estos valores toman en cuenta una
porción más grande del yacimiento que los valores obtenidos en núcleos.
Para estimar la presión de abandono hay que tomar en cuenta que se trata de
un yacimiento con empuje hidráulico, bajo este tipo de mecanismo el la presión
declina periódicamente hasta cierto rango, dado por la potencia del acuífero y
al llegar a ese punto tiende a mantenerse constante. Para el caso de la
Arenisca “X” se asumió una declinación máxima de la presión inicial del 20%,
28
por lo que la presión de abandono se considera igual a un 80% de la presión
inicial.
En la Tabla 2.3 se resumen los parámetros que se usaron para resolver la
ecuación 2.3. Reemplazando los valores se obtuvo un valor de factor de
recobro del 33%.
TABLA 2.3: PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DEL FR
Ø Swi Boi k µwi µoi Pi Pa FR (fracción) (fracción) (bls/BF) (Darcys) (cp) (cp) (psia) (psia) %
0.15 0.45 1.085 0.480 0.34 100 2956 2365 33
Elaborado por: Erick Miranda
2.2.2. Factor de recobro estimado a partir de curvas de permeabilidades relativas
En las curvas de permeabilidad relativa se puede observar una región que
corresponde a la saturación de petróleo móvil, dicha zona se encuentra
comprendida entre la saturación de agua irreductible (Swi) y la saturación de
petróleo crítica (Soc).
De ese porcentaje de saturación de petróleo móvil solo un porcentaje podrá ser
recuperado por mecanismos de producción primaria; la gran mayoría de
petróleo se puede recuperar de la zona que comprendida entre la saturación de
agua irreductible y la saturación de agua a la cual las permeabilidades relativas
al petróleo y al agua son iguales. La mencionada zona se observa sombreada
en color celeste en el Gráfico 2.5.
Para hacer un análisis que se aplique al yacimiento es necesario promediar las
curvas de permeabilidad, para lo cual se sigue el siguiente proceso que se
detalla a continuación.
2.2.2.1. Normalización y promediado de curvas de permeabilidades relativas
Del análisis especial realizado a dos tapones (“plugs”) del núcleo del pozo EM
5 se obtuvieron las curvas de permeabilidad relativa mostradas en el Gráfico
2.2.
29
GRÁFICO 2.3: PERMEABILIDADES RELATIVAS YACIMIENTO “ X”
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
Sw (%)
Kr
krw muestra 2 Kro muestra 2 kro muestra 1 krw muestra 1
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
Para normalizar las curvas de permeabilidad relativa se sigue el siguiente
proceso:
1. Enlistar valores de Sw con sus correspondientes valores de kro y krw para
cada grupo de curvas de permeabilidad relativa.
2. Calcular la saturación de agua normalizada S*w para cada grupo de
datos usando la Ecuación 2.4
-
- -= w wc*
wwc oc
S SS
1 S S (2.4)
Donde:
S*w = saturación de agua normalizada, fracción
Swc = saturación de agua connata, fracción
Soc = saturación de petróleo crítica, fracción
30
3. Normalizar la permeabilidad relativa al petróleo a diferentes valores de
saturación de agua usando la Ecuación 2.5
= ro*ro
Swc
kk
(kro) (2.5)
Donde:
k*ro = Permeabilidad relativa normalizada para el petróleo
kro = Permeabilidad relativa al petróleo a diferentes Sw
(kro)Swc = Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación de agua conata
4. Normalizar los valores de permeabilidad relativa al agua para diferentes
valores de saturación de agua, usando la Ecuación 2.6.
= rw*rw
rw Soc
kk
(k ) (2.6)
Donde:
k*rw = Permeabilidad relativa normalizada para el agua.
kro = Permeabilidad relativa al agua a diferentes Sw.
(krw)Soc = Permeabilidad relativa al agua a la saturación crítica de petróleo.
5. En un misma figura, graficar las permeabilidades relativas normalizadas
para el agua y al petróleo (k*ro y k*
rw) vs Sw para cada una de las
muestras, como se muestra en el Gráfico 2.4.
31
GRÁFICO 2.4: PERMEABILIDADES RELATIVAS NORMALIZADAS
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,700
0,800
0,900
1,000
0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700 0,800 0,900 1,000
Sw
kr*
kro* muestra 1 krw* muestra 1 kro* muestra 2 krw* muestra 2
ELABORADO POR: Erick Miranda
6. Con la gráfica anterior (Gráfico 2.4), seleccionar arbitrariamente valores
de S*w y determinar k*
ro y k*rw para cada una de las muestras. Una vez
obtenidos estos valores, calcular la permeabilidad relativa promedio
normalizada para cada fase aplicando las ecuaciones
( ) =
=
=∑
∑
*
* 1
1
( )
( )
n
ro ii
ro navg
ii
hkkk
hk (2.7)
( ) =
=
=∑
∑
*
* 1
1
( )
( )
n
rw ii
rw navg
ii
hkkk
hk (2.8)
Donde
n = número total de muestras de núcleos
hi = espesor de la muestra i, pies
ki = permeabilidad absoluta de la muestra i, md
32
7. Calcular la permeabilidad relativa promedio al petróleo a la saturación
de agua connota y la permeabilidad relativa promedio al agua a la
saturación crítica de petróleo con las ecuaciones 2.9 Y 2.10.
=
=
=∑
∑
1
1
( )( )
( )
wc
wc
n
ro S ii
ro S n
ii
hk kk
hk (2.9)
=
=
=∑
∑
1
1
( )( )
( )
oc
oc
n
rw S ii
rw S n
ii
hk kk
hk (2.10)
8. Estimar los valores de Swc y Soc que describan las condiciones de la
formación. Para el caso en estudio se ha hecho un promedio aritmético
de los valores de cada muestra.
9. Des-normalizar los datos de S*w, k*
ro y k*rw para generar los datos de
permeabilidad relativa requeridos. Para dicho propósito se usan las
ecuaciones 2.11, 2.12 y 2.13:
- -= +* (1 )w w wc oc wcS S S S S (2.11)
= *( ) ( )roro ro avg Swck k k (2.12)
= *( ) ( )rwrw rw avg Sock k k (2.13)
En las Tablas 2.4 y 2.5 se muestran los resultados obtenidos de los pasos 1,2,
3 y 4 para la muestra 1 y la muestra 2, respectivamente.
En la Tabla 2.5 se presentan los resultados de los pasos 6, 7,8 y 9. Los valores
sombreados corresponden a los valores finales promedio para saturación de
33
agua y de permeabilidad relativa al petróleo y al agua. Dichos datos se
graficaron en el Gráfico 2.5.
TABLA 2.4: NORMALIZACIÓN DE PERMEABILIDADES RELATIV AS
MUESTRA 1
k (md) 105 Swc 0.363 Soc 0.249
h (pies) 1 (kro)Swc 1.00 (krw) Soc 0.308
Sw krw kro S*w k*
rw k*ro
0.363 0.000 1.000 0.000 0.000 1.000 0.479 0.042 0.339 0.299 0.137 0.339 0.529 0.078 0.195 0.427 0.253 0.195 0.563 0.106 0.125 0.516 0.344 0.125 0.592 0.131 0.082 0.589 0.425 0.082 0.614 0.152 0.056 0.647 0.493 0.056 0.633 0.170 0.039 0.695 0.552 0.039 0.651 0.189 0.026 0.741 0.612 0.026 0.674 0.214 0.014 0.802 0.696 0.014 0.703 0.247 0.006 0.875 0.801 0.006 0.728 0.277 0.003 0.940 0.901 0.003 0.751 0.308 --- 1.000 1.000 ---
ELABORADO POR: Erick Miranda
TABLA 2.5: NORMALIZACIÓN DE PERMEABILIDADES RELATIV AS
MUESTRA 2
k (md) 1550 Swc 0.17 Soc 0.29
h (pies) 1 (kro)Swc 1.00 (krw) Soc 0.24
Sw krw kro S*w k*
rw k*ro
0.171 0.000 1.000 0.000 0.000 1.000 0.326 0.040 0.427 0.288 0.163 0.427 0.411 0.079 0.204 0.446 0.322 0.204 0.473 0.109 0.118 0.561 0.446 0.118 0.514 0.130 0.082 0.637 0.533 0.082 0.544 0.146 0.058 0.694 0.600 0.058 0.571 0.161 0.039 0.744 0.661 0.039 0.603 0.180 0.022 0.804 0.736 0.022 0.637 0.199 0.010 0.865 0.816 0.010 0.664 0.215 0.004 0.916 0.883 0.004 0.682 0.227 0.002 0.950 0.929 0.002 0.690 0.232 0.001 0.965 0.951 0.001 0.709 0.244 --- 1.000 1.000 ---
ELABORADO POR: Erick Miranda
34
TABLA 2.6: PROMEDIO DE CURVAS DE PERMEABILIDADES RE LATIVAS
YACIMIENTO “X”
0,267 1 0,270 0,2481
Muestra 1 Muestra 2 Muestra 1 Muestra 2
0,267 --- 1,0000,1 0,020 0,031 0,030 0,720 0,898 0,887 0,313 0,008 0,8870,2 0,068 0,095 0,093 0,500 0,600 0,594 0,360 0,023 0,5940,3 0,140 0,178 0,176 0,340 0,405 0,401 0,406 0,044 0,4010,4 0,228 0,274 0,271 0,220 0,260 0,257 0,452 0,067 0,2570,5 0,328 0,380 0,377 0,139 0,160 0,159 0,499 0,093 0,1590,6 0,439 0,490 0,487 0,080 0,099 0,098 0,545 0,121 0,0980,7 0,560 0,610 0,607 0,039 0,059 0,058 0,591 0,151 0,0580,8 0,700 0,730 0,728 0,018 0,014 0,014 0,638 0,181 0,0140,9 0,840 0,860 0,859 0,003 0,002 0,002 0,684 0,213 0,002
0,730 0,248 ---
Swc Soc
kroS*w Sw krwk*
rw k*ro (k
*rw)avg (k
*ro)avg
Swcro )k( Socrw )k(
ELABORADO POR: Erick Miranda
GRÁFICO 2.5: CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS
PROMEDIADAS YACIMIENTO “X”
ELABORADO POR: Erick Miranda
Del Gráfico 2.5 puede observarse que la Saturación de petróleo móvil (Som) es
igual a un 46.7 %, de este porcentaje se puede decir que por técnicas de
producción primaria se recuperaría un porcentaje correspondiente a la parte
sombreada del gráfico.
35
La parte sombreada del Gráfico 2.5 corresponde a la saturación de petróleo
móvil que se estima ser recuperada por técnicas de recuperación primaria, por
tanto el factor de recobro estaría alrededor de un 27.8%.
2.2.3. Factor de recobro calculado mediante analógías
Existen muy pocos campos en la Cuenca Oriente que tienen reservas en la
Arenisca “X”, dichos campos se listan en la Tabla 2.7 con su respectivo factor
de recobro.
TABLA 2.7: FACTOR DE RECOBRO DE OTROS CAMPOS DE LA CUENCA
ORIENTE QUE TIENEN RESERVAS EN LA ARENISCA “X”
Campo API (º) FR (%) Pañacocha 13,9 11 Vinita 15,3 11,8 Apaika - Nenke 16,2 17 Tipishca - Huaico 26 18 VHR 29.2 35
FUENTE: DNH
ELABORADO POR: Erick Miranda
De acuerdo a las características del crudo de la Arenisca “X” del Campo Edén
Yuturi cuyo grado API varía entre un 14 y 21 grados se puede observar que el
factor de recobro estimado para otros campos varía entre 11 y 17%.
En vista a la incertidumbre se estimará un valor conservador del 11% para el
factor de recobro de la Arenisca “X” del Campo Edén Yuturi.
2.2.4. Sumario de FR calculado por varios métodos
En la Tabla 2.7 se presentan los valores para el FR de la Arenisca “X” estimados por varios métodos.
TABLA 2.8: SUMARIO DEL FR CALCULADO POR VARIOS MÉTO DOS
MÉTODO FR (%) Ecuaciones Empíricas 33 Curvas de Permeabilidades Relativas 27.8 Analogías 11
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
36
De los métodos aplicados se observa que existe gran variabilidad en los valores estimados para el factor de recobro por distintos métodos. Los métodos de ecuaciones empíricas y de permeabilidades relativas arrojaron resultados demasiado optimistas, se debe considerar que otros yacimientos del Campo que presentan mejores propiedades petrofísicas y de fluido difícilmente poseen valores tan altos para su factor de recobro. En el primer método, de ecuaciones empíricas debe considerarse que estas se hicieron en base a un estudio estadístico limitado y que por tanto no se puede generalizar la aplicación de estas ecuaciones a todos los casos, es así que el Instituto Americano de Petróleo en un segundo estudio sobre correlaciones para la recuperación de petróleo señala lo siguiente: “Ninguna de las ecuaciones desarrolladas en cualquiera de sus estudios fue estadísticamente adecuada para proporcionar una correlación válida”. Además, no se encontró ninguna correlación estadística válida entre la recuperación de petróleo y los parámetros definibles del reservorio. El segundo estudio encontró que cuando los reservorios se separaron por litología, región geográfica y mecanismo de producción, las únicas correlaciones razonables que podrían desarrollarse, se daban entre el petróleo recuperable y el petróleo original en sitio.1 Por otro lado, la estimación del factor de recobro mediante el uso de curvas permeabilidad relativa se ve limitada, ya que solo existen datos de dos muestras, y éstas corresponden al mismo pozo; en consecuencia no se puede representar de manera confiable el comportamiento de todo el yacimiento. Se ha tenido entonces que descartar estos dos primeros métodos, y ante la gran incertidumbre se ha considerado como válido el factor de recobro estimado a partir de analogías con otros campos de la región. Por tanto en adelante se usará un factor de recobro del 11% para los cálculos futuros.
2.3. RESERVAS
Se define como reservas de petróleo a los volúmenes de hidrocarburo que pueden ser recuperados de manera técnica y económicamente rentable.
2.3.1. CLASIFICACIÓN
La estimación de reservas involucra algún grado de incertidumbre que depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología disponibles a la fecha, y de la interpretación de estos datos. De acuerdo al grado de incertidumbre las reservas se pueden clasificar como probadas y no probadas.
1
37
2.3.1.1. Reservas probadas (P1)
Son las cantidades estimadas de hidrocarburos cuyos datos geológicos y de ingeniería demuestran con razonable certeza ser recuperables en el futuro de yacimientos conocidos, bajo las actuales condiciones económicas y operativas.
2.3.1.2. Reservas no probadas
Son reservas que presentan menor certeza para ser recuperadas que las reservas probadas debido a las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación. Las reservas no probadas pueden ser sub clasificadas como probables y posibles.
2.3.1.2.1. Reservas probables (P2)
Son las reservas no probadas en donde los análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probadas.
2.3.1.2.2. Reservas posibles (P3)
Son las reservas no probadas en donde los análisis de datos de ingeniería u geología sugieren que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables.
2.3.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA
En la Tabla 2.9 se presentan los cálculos de reservas que se han hecho en el Plan de Desarrollo del Campo y en las actualizaciones que se han efectuado al mencionado plan con el transcurso del tiempo.
TABLA 2.3: CRONOLOGÍA DE CÁLCULO DE RESERVAS
RESERVAS FUENTE POES FR
P1 P2 P3 TOTALES OBSERVACIONES
Plan de Desarrollo , septiembre
2000
222.6 8 / 11 8.8 3.8 6.8 19.4
FR calculado con ecuación de Arps considerando yacimiento volumétrico. Se usa FR de 8% para petróleo pesado y 11% para petróleo mediano
Reforma al Plan de
Desarrollo, octubre 2004
33 11.5 0.8 1.5 1.5 3.9
Se asume mecanismo de producción como expansión de roca y fluido. FR se asume en 11.5% por las siguientes razones: poca extensión areal, alto contenido de cemento arcilloso (reducción de porosidad y permebilidad), intercalaciones con lutitas y calizas, API < 15 , uo > 100 cp, no se evidencia presencia de acuífero
Reforma al Plan de
Desarrollo, octubre 2005
33 5.10 2.0 1.6 5.4 9
Al no saberse con certeza el mecanismo de producción si es por empuje hidráulico lateral o por expansión de roca y fluido se asume FR conservador de 5.1%
38
Reforma al Plan de
Desarrollo, octubre 2006
39 1.03 0.4 NA NA 0.4017
Mismas premisas que el plan anterior. Se asume un FR conservador del 1.03%
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
El Gráfico 2.6 ilustra los valores de reservas probadas, posibles, probables y totales que se han calculado a través del tiempo para el yacimiento “X”. De similar manera en el Gráfico 2.7 se presenta unA cronología pero que solo considera a las reservas probadas.
GRÁFICO 2.6: CRONOLOGÍA CÁLCULO DE RESERVAS
8.8
0.8
2.0
0.4017
19.356
3.9
9
0.4017
0
5
10
15
20
25
Plan de Desarrollo , septiembre 2000 Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2004
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2005
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2006
Res
erva
s (M
Mbl
s)
P1 P2 P3 TOTALES
FUENTE: UB-15
ELABORADO POR: Erick Miranda
2.3.3. CÁLCULO DE RESERVAS ACTUALES
El cálculo de las reservas totales para el yacimiento se lo realizó
volumétricamente, multiplicando el valor del POES por el factor de recobro
como se indica en la ecuación 2.14. El método fue determinístico, es decir que
para el calcular tanto el POES al igual que las reservas se usó un solo valor
para cada parámetro involucrado en las ecuaciones, se estima que dichos
valores son los que mejor representan las características generales del
yacimiento.
39
= *N POES FR (2.14) Donde N: Reservas, BF Reemplazando los valores del POES y FR en la ecuación se obtuvo un valor de 21.5 MMBF, que corresponde al número de Reservas Totales para la Arenisca “X”. Se ha considerado como reservas probadas, a aquellas estimadas a partir de la
interpretación petrofísica de los registros eléctricos de los pozos, como se verá
más adelante. El valor para reservas probadas es de 3.36 MMBF y por
diferencia el valor para reservas no probadas es de 18.14 MMBF.
GRÁFICO 2.7: CRONOLOGÍA DEL CÁLCULO RESERVAS PROBAD AS
8.8
0.8
2.0
0.4017
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Plan de Desarrollo , septiembre 2000 Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2004
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2005
Reforma al Plan de Desarrollo,octubre 2006
Res
erva
s (M
Mbl
s)
FUENTE: Información de Ingeniería UB-15 ELABORADO POR: Erick Miranda
2.3.3.1. Cálculo de reservas por pozo
Con la interpretación petrofísica de los registros eléctricos, se identificaron las zonas netas de pago, y a partir de esta información se estimaron las reservas de cada pozo perforado hasta mayo del 2008 usando el método volumétrico (Ecuación 2.15). En la Tabla XX se presentan los resultados obtenidos. La sumatoria de reservas para todos los pozos es de 3.46 MMBFy corresponde al valor de reservas probadas, como se señaló anteriormente.
40
-=
2e wi
oi
7758 *π * r * ho * PHI * (1 S )N * FR
β (2.15)
Donde:
re: radio de drenaje, pies
Para la resolución de la ecuación se tomó en cuenta los siguientes aspectos:
2.3.3.1.1. Radio de drenaje
La distancia promedio entre los pozos es aproximadamente 500 m, se ha
considerado como radio de drenaje a la mitad de esta distancia, es decir un
valor de 250 m que equivale a 820 pies.
2.3.3.1.2. Zonas Potenciales
Se ha denominado zonas potenciales a los intervalos seleccionados que
podrían ser punzonados y producir. En algunos casos se ha descartado
algunos tramos pequeños, por considerarse despreciables ya que su aporte
sería insignificante dadas las pobres propiedades petrofísicas y de fluido que el
yacimiento en general posee.
2.3.3.1.3. Espesor efectivo (ho)
Es importante señalar que para la estimación de reservas y de productividades
con la Ley de Dacy debe utilizarse el valor del espesor neto saturado de
petróleo expresado en TVD, como se muestra en el Gráfico 2.10.
En el párrafo anterior se definió como zonas potenciales a aquellos intervalos
recomendados para ser disparados. Si una zona que se considera potencial
por estar saturada de petróleo, pero no es continua en su totalidad y presenta
una o más intercalaciones de lutitas, calizas o zonas que no se consideran de
pago (2 pies, por ejemplo), estos pequeños intervalos también se disparan por
41
fines prácticos, puesto que en los costos de servicios de cañoneo también se
cobra por pie no disparado.
Sin embargo para fines de cálculo de reservas y de productividades estos
intervalos no deben ser considerados pues no aportan a la producción. Para
establecer los espesores efectivo (ho), se ha restado entonces estos
intervalos no productivos.
GRÁFICO 2.10: Espesor neto
ELABORADO POR: Erick Miranda
2.3.3.2. Reservas Remanentes
Son los volúmenes de hidrocarburo recuperables que todavía permanecen en
el yacimiento.
Reservas Remanentes = N – Np (2.16) Reemplazando los datos en la ecuación 2.16 se tiene: Reservas remanentes = (21.5 – 0.106) (MMBls) Reservas remanentes = 21.39 MMBls PAra determinar las reservas remanentes probadas se reemplaza el valor de reservas probadas en la ecuación 2.16 Reservas Remanentes Probadas = (3.47 – 0.106) MMBls Reservas Remanentes Probadas = 3.36 MMBls
ho (TVD) Trayectoria del pozo
42
TABLA 2.4:: CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO Produccción actual del pozo
Pozo Zona potencial (MD) ho (TVD) ho total (TVD) PHI Sw Reservas Yº Fluido
(BPD) Petróleo
(BPD) Agua (BPD) BSW (%) Reservas
remanentes (BLS)
7019 7026 6,5 0,15 0,46 20153
7031 7035 4 EM 01
7037 7044 6,5
17 0,15 0,48 30194
50348 “W” 3350 469 2881 86 1.458.521
8999 9011 7,5 0,14 0,50 19982 EM 2 9016 9029 10,3
17,8 0,15 0,45 32284
52267 “W” 1277 26 1251 98 162.095
EM 3 10012 10021 6,7 6,7 0,13 0,41 19492 19492 “Y2” 2395 359 2036 85 388.073
EM 4 8697 8704 6,7 6,7 0,13 0,49 17571 17571 “Y2” 3559 320 3239 91 387.222
8686 8690 3,3 EM 23 8692 8697 3,7
7 0,13 0,38 22093 22093 “Y1” 4941 1136 3805 77 1.713.935
7575 7580 4,1 0,14 0,48 11087 EM 24 7587 7593 4,6
8,7 0,15 0,44 14780
25867 “Y2” 3545 284 3261 92 539.963
8768 8775 6,1 0,14 0,53 14788
8782 8784 1,7 EM 25 ST
8787 8793 3,6
11,4 0,14 0,48 14229
29017 “Y1” 6991 909 6082 87 804.075
7740 7748 7,3 0,17 0,49 24237 EM 27 7763 7776 10,1
17,4 0,16 0,38 39269
63506 “Y1” 3245 260 2985 92 345.180
8993,5 8995,5 1,6 0,14 0,48 4516 EM 31 8999,5 9003 2,7
4,3 0,12 0,55 5549
10065 “W” 4421 1547 2874 65 1.123.734
10712 10719 3,8 0,14 0,58 8385 “Y2” 1689 372 1317 78 161.215
10732 10744 6 0,16 0,46 19716 EM 41
10760 10782 10,6
20,4
0,15 0,32 40880
68981 “Y1” 1427 86 1341 94 89819
43
TABLA 2.4: CONTINUACIÓN
7542 7549 6,1 0,13 0,56 13959 EM 42 7564 7574 8
14,1 0,15 0,41 27213
41172 “Y1” 5788 810 4978 86 163.529
8126 8130 3,8 EM 43 8136 8142 5,3
9,1 0,15 0,49 25973 25973 “Y1” 3815 381 3434 90 111.875
8006 8027 19,5 0,18 0,47 69988 “Y2” 4293 644 3649 85 1.155.191 EM 53 8032 8039 6,5
26 0,13 0,49 16180
86169 “Z” 5661 849 4812 85 381.273
EM 54 NO INTERESA
7634 7647 10,5 0,17 0,47 36479 EM 55 7651 7661 6
16,5 0,17 0,45 21121
57600 “Y1” 4598 2207 2391 52 944.791
EM 56 HORIZONTAL A “W”
EM 57 HORIZONTAL A “W”
7247 7282 32,5 0,18 0,39 134311 EM 59 7291 7296 4,4
36,9 0,18 0,38 18910
153221 “Y2” 4156 1122 3034 73 812.403
EM 60 NO INTERESA
EM 47 NO INTERESA
EM 51 HORIZONTAL A “W”
9142 9150 5,1 0,13 0,53 11840 “Z” 1960 372 1588 81 798.043 EM 52 9169 9181 8,9
14 0,15 0,39 30720
42560 “Y1” 1044 31 1013 97 92.173
7211 7220 8,5 0,15 0,48 24736 EM 5 7232 7237 5
13,5 0,16 0,41 17914
42650 “Y2” 2400 384 2016 84 774.890
EM 6 7405 7426 21 21 0,17 0,41 80873 80873 “Y2” 1867 187 1680 90 -5488
7620 7628 6 0,13 0,58 12294 EM 7 7640 7645 4,6
10,6 0,17 0,46 16275
28569 “Z” 3536 778 2758 78 507323
7255 7274 14,5 0,18 0,53 46089 EM 8 7278 7292 14
28,5 0,17 0,45 49738
95827 “Z” 2595 259 2336 90 607426
44
TABLA 2.4: CONTINUACIÓN
7175 7184 8 0,17 0,45 28758 EM 9 7193 7199 6
14 0,17 0,53 18168
46926 “Y1” 3969 1588 2381 60 553.199
7771 7780 6,6 0,14 0,38 21961 “Y2” 2979 1525 1454 49 330923 EM 18 7795 7821 22,4
29 0,15 0,44 73764
95726 “Y1” 6016 1533 4483 75 1726133
9862 9878 15,5 0,16 0,49 47255 “Y2” 2300 414 1886 82 886.621
0 EM 20
9920 9930 9,2
24,7
0,17 0,34 39218
86473
EM 21ST 9512 9544 17,5 17,5 0,14 0,46 50546 50546 “Z” 923 738 185 20 525.659
“Y2” 1860 112 1748 94 274.834 EM 26 7534 7568 27,9 27,9 0,18 0,41 115451 115451 “Y1” 585 35 550 94 35.980
EM 28 7420 7428 7,9 7,9 0,16 0,36 31704 31704 “Z” 2834 198 2636 93 304.945
“Y2” 3889 972 2917 75 118.185 EM 29 7165 7180 14,5 14,5 0,19 0,39 63408 63408 “Y1” 4863 1216 3647 75 977.702
8006 8018 8,8 0,15 0,52 24738 EM 30 8048 8054 5,3
14,1 0,19 0,39 23283
48021 “W” 5846 2923 2923 50 1.582.792
EM 10 7110 7124 11,4 11,4 0,14 0,49 30863 30863 “Y1” 1982 892 1090 55 655.788
7568 7575 4,4 0,13 0,52 10142 “Z” 3809 343 3466 91 245.391
7581 7587 5,8 0,15 0,46 17506 “Y1” 6252 562 5690 91 923.463 EM 11
7592 7600 6,4
16,6
0,12 0,48 15126
42774
7384 7388 4 0,17 0,51 12913 EM 12 7397 7411 12,3
16,3 0,13 0,42 35870
48783 “Y1” 9550 668 8882 93 612.672
EM 13 7675 7695 19,6 20 0,15 0,42 65637 65637 “Z” 3640 437 3203 88 593.234
9701 9712 7,8 EM 14 9715 9721 4,8
12,6 0,13 0,36 39068 39068 “Y1” 8469 847 7622 90 849.518
“Z” 2475 297 2178 88 535.532 EM 15 7255 7272 17 17 0,16 0,40 61287 61287
“Y1” 8025 963 7062 88 1.238.049
45
TABLA 2.4: CONTINUACIÓN
10992 10999 4 0,12 0,50 8899 EM 16 11024 11044 13,3
17,3 0,15 0,42 44272
53171 “Y1” 85 0 85 100 5.639
7413 7420 5 0,14 0,53 12607 EM 17 7431 7450 19
24 0,15 0,48 58596
71204 “Y1” 7871 787 7084 90 273.126
EM 38 8983 9032 32,8 32,8 0,15 0,40 113696 113696 “W” 944 623 321 34 156.720
7374 7380 4,4 0,17 0,48 15335 “Y2” 9567 1244 8323 87 380.092 EM 39
7387 7400 13,3 17,7
0,16 0,36 52033 67367
“Z” 1264 166 1098 87 139.682
7602 7611 8,3 0,14 0,44 24014 EM 40 7617 7622 4,6
12,9 0,15 0,57 11466
35479 “Y1” 4403 572 3831 87 489.765
EM 48 HORIZONTAL A “W”
9786 9790 2,4 0,13 0,58 5103 EM 50 9840 9847 3,7
6,1 0,16 0,40 13590
18692 “W” 2677 1017 1660 62 894.394
EM 63 7260 7274 14,5 14,5 0,15 0,44 47076 47076 “Z” 2310 1178 1132 49 598.741
7382 7386 4 0,14 0,47 11479 EM 64 7403 7419 13,9
17,9 0,15 0,42 45210
56689 “Y2” 1665 366 1299 78 566.110
7274 7278 3,9 0,14 0,41 12356
7305 7318 12,6 748.096
EM 65
7321 7330 8,2
24,7 0,15 0,45 66555
78911 “Y1” 2551 867 1684 66
“Y2” 1665 366 1299 78 566.110 EM 66 7594 7612 17,4 17,4 0,2 0,4 76861 76861 “Y1” 2551 867 1684 66 748.096
EM 67 NO INTERESA
EM 19 NO INTERESA
9161 9168 4,5
9171 9179 4,1 0,16 0,42 29795
9195 9202 4,1 0,14 0,48 11606 EM 33
9210 9220 5,9
18,6
0,15 0,51 16746
58147 “W” 2988 149 2839 95 110709
46
TABLA 2.4: CONTINUACIÓN
7374 7386 12 0,16 0,54 34632 EM 35 7394 7403 9
21 0,16 0,47 28449
63081 “Z” 1350 364 986 73 435.804
8576 8582 6 0,12 0,52 13724
8605 8611 5 474.945
EM 37
8613 8618 4,5
15,5 0,14 0,44 27390
41114 “W” 1303 195 1108 85,035
EM 61 ABANDONADO
EM 74 ABANDONADO Y SIN INTERES
10385 10400 9,2 0,17 0,12 51525
10412 10423 6,6 0,14 0,42 21217 EM 32
10432 10441 5,8
21,6
0,18 0,54 18359
91102 CERRADO
7849 7862,5 12,7 0,17 0,51 40531 EM 34 7868 7873 4,2
16,9 0,19 0,51 14666
55197 “Y1” 4486 269 4217 94 138.421
EM 44 ABANDONADO
7541 7546 4,5 0,16 0,46 14829
7563 7571 7,9 EM 45
7574 7578 3,5
15,9 0,15 0,43 37541
52370 “Y1” 850 110 740 87 42995
EM 62 7202 7215 10,4 10,4 0,16 0,46 34166 34166 “Z” 1429 300 1129 79 403955
EM 68 7419 7428 8,9 8,9 0,15 0,43 29752 29752 “Z” 3982 796 3186 80 1.148.167
8595 8602 5,9 0,17 0,48 19472
8615 8638 19,3 0,16 0,48 60296 EM 69
8649 8657 6,8
32
0,17 0,39 27414
107183 “Y1” 3149 850 2299 73 1246876
7507 7532 20 0,18 0,47 72895 EM 70 7549 7558 8,5
28,5 0,21 0,40 40242
113138 “Z” 1970 453 1517 77 796.151
8228 8232 3,6 0,17 0,46 12417 “Y2” 2506 526 1980 79 679.097 EM 71 8252 8261 7,6
11,2 0,15 0,54 19757
32174 “Z” 2756 303 2453 89 378.603
47
TABLA 2.4: CONTINUACIÓN
8132 8141 8,2 0,18 0,24 42810
8146 8151 4,6 0,15 0,52 12860 “Y2” 2762 1491 1271 46 1.205.351
8155 8159 3,2 0,14 0,44 9718 EM 72
8165 8170 5
21
0,16 0,52 15216
80604
“Z” 308 213 95 31 592.564
9166 9176 8,4 0,15 0,26 35827 EM 73 8204 8211 5,9
14,3 0,12 0,51 13696
49524 “W” 1711 240 1471 86 128
EM 75 7706 7720 14 14 0,18 0,45 53424 53424 “Y1” 2606 261 2345 90 739.656
8194 8199 5 0,21 0,35 25412 “Z” 441 419 22 5 333.250
8207 8213 6 0,22 0,47 26585 “Y1” 1706 358 1348 79 977.020 EM 76
8232 8249 17,5
28,5
0,17 0,48 58633
110629
“Y2” 1243 982 261 21 813.477 EM 78 7505 7514 8,5 8,5 0,15 0,38 30833 30833
“Y1” 1062 340 722 68 536.304
TOTAL 3462071
2.4. ANÁLISIS DE LA DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Para el análisis del comportamiento productivo únicamente se ha considerado la
información del pozo EM 32 por ser el único pozo que produjo del yacimiento
durante un período de tiempo razonable.
Solo se consideró la información productiva del pozo de los primeros 7 meses, en
los que el pozo produjo del yacimiento “X”, posterior a este período no se sabe
con certeza el aporte del yacimiento ya que se puso en producción conjunto con
el yacimiento “Y1”.
Se analizó el comportamiento productivo del pozo de manera mensual ya que el
período de producción de este pozo fue limitado.
A fin de evitar distorsiones en los datos que pudieran perjudicar el análisis, no se
han considerado para el promedio los valores de qo = o en los que el pozo estuvo
cerrado.
De los datos de producción mensuales presentados en la Gráfica 1, puede
observarse que la producción empieza a declinar en el mes de diciembre del
2004. Por lo que se toma como t0 y q0 al mes de noviembre 2004
Para determinar el tipo de declinación se siguen los siguientes pasos: 1. Calcular ritmo de declinación de producción (d1/2) para cada medio período con
la Ecuación 2.17.
+= − 11/2 1 i
i
qd
q (2.17)
Los valores calculados muestran que la producción del pozo declinó entre un 23%
y un 31% mensualmente a partir del cuarto mes
2. Calcular la relación de la declinación de la producción continua (b) a mitad de
período. Para ello se usa la Ecuación 2.18.
2
+ = − −
11/2 ln 1 i
i
qb
q (2.18)
Los valores de b1/2 obtenidos no son constantes por lo tanto no se trata de una
declinación continua o exponencial y se debe tratar de hacer un ajuste
hiperbólico.
3. Graficar b1/2 vs t como se muestra en el Gráfico 2.8.
GRÁFICO 2.8: 1/b 1/2 v.s t
1/b vs t
y = 0.331x + 2.6556
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
4.0
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
t
1/b
ELABORADO POR: Erick Miranda
4. De la ecuación obtenida en la gráfica se pueden obtener los valores de a
(constante hiperbólica) y b0 (valor inicial de declinación) haciendo un
reemplazo en la Ecuación 2.19.
= +0
1 1 1t
b a b (2.19)
Del ajuste de la gráfica se obtuvo la ecuación 2.20
= +y 0.331x 2.6556 (2.20)
Reemplazando los valores de las constantes en la ecuación 2.19 se obtiene la ecuación 2.21
3
= +10.331 2.6556t
b (2.21)
Despejando los valores de a y b de la ecuación 2.21 se obtiene::
= → =10.331 3.021a
a
+ → =00
12.66 0.337b
b
5. Los valores de a y b0 se reemplazan en la ecuación de declinación hiperbólica
(Ecuación 2.22) para calcular los caudales a diferentes tiempos.
= +
*1
oa
o
b ta
(2.22)
Reemplazando los valores de las constantes a, bo y el caudal inicial se genera la Ecuación 2.23, que se describe la declinación del pozo.
= +
30.337 *
13
oqq
t (2.23)
En la Tabla 2.5 se resumen los resultados de los diferentes cálculos efectuados
en los distintos pasos.
En el Gráfico 2.9 se grafica qo(real) vs tiempo y qo (calculado) vs tiempo para observar el ajuste
TABLA 2.5: CÁLCULOS PARA DETERMINAR DECLINACIÓN PRO DUCCIÓN
POZO EM 32
Mes qo (BPPD) Período t1/2 d1/2 b1/2 1/b1/2 qo (ajuste) Sep-04 630 Oct-04 540 Nov-04 580 0 580 Dec-04 400 1 0.5 0.310 0.372 2.69 407 Jan-05 300 2 1.5 0.250 0.288 3.48 296 Feb-05 220 3 2.5 0.267 0.310 3.22 222 Mar-05 170 4 3.5 0.227 0.258 3.88 171
ELABORADO POR: Erick Miranda
4
GRÁFICO 2.9: q vs t
q vs t
0
100
200
300
400
500
600
700
Sep-04 Nov-04 Dec-04 Feb-05 Apr-05 May-05
Tiempo
qo (
bbpd
)
Real
Ajuste
ELABORADO POR: Erick Miranda
El tipo de declinación y las ecuaciones obtenidas de éste análisis se utilizarán en
los perfiles de producción de los otros pozos del yacimiento.
2.5. SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Para la selección de pozos candidatos se escogió a aquellos que se considera
que entrarían en el menor plazo de tiempo posible a la producción de este
yacimiento, pues los datos que se obtengan de estos permitirán hacer ajustes y
estimaciones más precisas para los pozos que se incorporen más tarde.
El primer criterio utilizado para seleccionar los pozos candidatos consideró la
producción actual del pozo: la cantidad de petróleo producida, el corte de agua,
las reservas remanentes y por supuesto el yacimiento del cual produce.
Bajo este primer criterio se seleccionó el pozo EM 16, puesto que actualmente
produce 100 bls de fluido con un corte del 100% de agua. Si bien este pozo no
5
posee mayor cantidad de reservas en el yacimiento “X”, esta formación es la
única que queda por producir por lo tanto debería ser probado.
El segundo criterio tomó en cuenta las reservas del pozo en el yacimiento “X”,
para hacer una comparación con las reservas remanentes del yacimiento del que
está produciendo el pozo. En la gran mayoría de los casos las reservas estimadas
para el yacimiento “X” fueron inferiores a las reservas remanentes que tiene el
pozo del yacimiento del cual produce, por lo tanto no ameritan un cambio de zona.
Los pozos con completamientos dobles o inteligentes fueron descartados para
probar algún pozo en el yacimiento “X”, en vista del riesgo que tendría probar un
pozo en un yacimiento con poca información como es el caso de la Arenisca “X”, y
sacrificar la producción de dos arenas.
Tomando en cuenta los dos primeros criterios se preseleccionó 5 pozos, y se
descartó al pozo EM 33 ya que puede ser producido de otros yacimientos que
poseen mejor potencial que la Arenisca “X”.
Finalmente se seleccionaron los 4 pozos que se resumen en la Tabla 2.6
TABLA 2.6: POZOS SELECCIONADOS
Producción Actual del pozo Pozo Reservas Arenisca
“X” (Bls) Arena Petróleo BSW API Reservas remanentes
EM 2 52267 “W” 26 98 17 162.095
EM 16 53171 “Y!” 0 100 19 5.639
EM 38 113696 “y2” 623 34 18 156.720
EM 45 52370 “Z” 110 87 15 42995
ELABORADO POR: Erick Miranda
6
A pesar de que el pozo EM 2 todavía presenta reservas en “W”, este pozo piensa
ser cerrado en este yacimiento ya que se piensa perforar un pozo horizontal
cercano que drenaría dichas reservas
2.5.1. Estimación de productividad
Para estimar la productividad de los pozos se usó la ecuación de Darcy para flujo
radial (Ecuación 2.24)
=
− +
0.00708 * *
*Β * ln 0.75
o o
eo o
w
k hIP
rµ s
r
(2.24)
Donde:
IP: Índice de productividad, bpd / psi
ko: Permeabilidad efectiva al petróleo, md
ho: Espesor neto saturado de petróleo, pies
oµ : Viscosidad del petróleo, cp
Βo : Factor volumétrico del petróleo, bls/BF
re: Radio de drenaje, pies
rW: Radio del pozo, pies
En la Tabla 2.7 se muestran los valores usados para el cálculo del índice de
productividad del pozo EM 16.
TABLA 2.7: PARÁMETROS USADOS PARA EL CÁLCULO DEL IP POZO EM
16
PARÁMETROS Pr (psia) 2950 re (ft) 660 k1 (md) 250 Bo (bl/BF) 1,08 rw (ft) 0,35 k2 (md) 1000 uo (cp) 100 s1 0 s2 0
ELABORADO POR: Erick Miranda
7
En la Tabla 2.8 se muestra el IP calculado para cada zona del pozo, obteniéndose
un IP total de 0.113 BPD/ psi.
TABLA 2.8: ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD POZO EM 16
DISPAROS (MD) ZONA
Tope MD (ft) Base MD (ft)
ho efecto (TVD) (ft)
IP (BPD/psi)
Zona 1 10992 10999 4 0,008
Zona 2 11024 11034 13,3 0,11
IP TOTAL 0,113
ELABORADO POR: Erick Miranda
En la Tabla 2.9 se resumen los índices de productividades calculados para todos
los pozos seleccionados
.
Tabla 2.9: ÍNDICES DE PRODUCTIVIDAD PARA LOS POZOS
SELECCIONADOS
POZO IP EM 2 0,25 EM 16 0,11 EM 38 0,32 EM 45 0,1
ELABORADO POR: Erick Miranda
2.5.2. Curvas IPR
Asumiendo distintas presiones de fondo fluyente con la Ecuación 2.25, se
construye la curva IPR.
q =IP*(Pr-Pwf) (2.25)
Donde:
Pr: Presión de reservorio, psi
Pwf: Presión de fondo fluyente, psi
En la Tabla 2.10 se presentan los valores calculados con la ecuación 2.25 para el
pozo EM 16 y en el Gráfico 2.10 se muestra la curva IPR generada a partir de
estos valores
8
2.5.3. Perfiles de producción
A una determinada presión fluyente el pozo producirá con cierto caudal e irá
declinando su producción con el transcurso del tiempo. Los perfiles de producción
se han realizado con la ecuación 2.23, misma que obtuvo del análisis del
comportamiento productivo del pozo EM 32.
De acuerdo al comportamiento productivo del pozo EM 32 se observó que la
producción se mantenía constante por un período de tres meses y que luego
empezaba a declinar. Los perfiles de todos los pozos se han hecho de acuerdo a
esta consideración.
Para el caso del pozo EM 16 se hizo un perfil de producción para una producción
inicial de 241 bpd que corresponde a una presión de fondo fluyente de 750 psi,
como puede verse en la Tabla 2.10
Reemplazando el valor del caudal inicial de 241 bpd en la ecuación 2.23 se
obtiene la ecuación para la declinación de producción del pozo EM 16.
= +
30.337 *
13
oqq
t (2.26)
La producción acumulada para cierto período se calcula con la ecuación 2.27
= − + −
00
0
*1* 1
1b ta
Q q qa b a
(2.27)
Donde:
Q: Producción acumulada de petróleo, bls
a: Constante hiperbólica
bo: Valor inicial de declinación
qo: Caudal inicial, bpd
t. tiempo, mes
9
En la Tabla 2.11 se presentan los resultados calculados con las ecuaciones 2.26 y
2.27 para el pozo EM 16 y en el Gráfico 2.11 se ilustran los valores obtenidos.
Tabla 2.10: DATOS CURVA IPR POZO EM 16
Pwf (psia) q (bls)
2950 02500 492000 1041500 1591250 1861000 214950 219850 230800 236750 241700 247650 252600 258550 263500 269450 274400 280300 291200 302
0 324
ELABORADO POR: Erick Miranda
GRÁFICO 2.10: CURVA IPR POZO EM 16
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 50 100 150 200 250 300 350q (bls)
Pw
f (ps
ia)
ELA
BORADO POR: Erick Miranda
10
TABLA 2.11: CÁLCULO DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO
EM 16
Perfil de Producción
Período Mes qo (bppd)
Producción Acumulada
0 241 1 241 7334
2 241 14668
to 3 241 22003
t1 4 175 28263
t2 5 131 32881
t3 6 101 36385
t4 7 79 39106
t5 8 63 41262
t6 9 51 42998
t7 10 42 44417
t8 11 35 45592
t9 12 30 46575
t10 13 25 47407
ELABORADO POR: Erick Miranda
GRÁFICO 2.11: PERFIL DE PRODUCCIÓN POZO EM 16
0
50
100
150
200
250
300
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13t (meses)
q (b
ppd)
11
3. CAPÍTULO III
ANÁLISIS NODAL DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN
DEL CAMPO
El único sistema de levantamiento artificial utilizado en el campo es el bombeo
electrosumergible por el buen desempeño y la flexibilidad que ha tenido para la
producción de fluidos.
Para el caso particular de los pozos candidatos que se seleccionaron para
producir del yacimiento “X” se continuará utilizando este sistema de producción,
dado a que las características del petróleo y de los pozos no presentan
impedimento para que se use este tipo de levantamiento artificial.
3.1. CONCEPTOS TEÓRICOS Y ECUACIONES PARA EL
DIMENSIONAMIENTO DEL BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
3.1.1. DATOS REQUERIDOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO
3.1.1.1. Datos del pozo
Especificaciones del casing: tamaño y peso
Especificaciones del tubing: tamaño y peso
Profundidad de los intervalos perforados
Profundidad de asentamiento de la bomba
3.1.1.2. Datos de producción
Presión estática
Presión en cabeza (THP y CHP)
12
Temperatura de fondo (BHT)
Prueba de producción
Índice de productividad
Tasa de producción deseada
Porcentaje de agua y sólidos
Relación gas petróleo (GOR)
Porcentaje de sólidos
3.1.1.3. Características de los fluidos
Gravedad específica del agua
API del petróleo
Gravedad específica del gas
Presión de burbuja
Factor volumétrico para cada fase*
Viscosidad del petróleo*
GOR*
* Pueden ser determinadas usando correlaciones
3.1.1.4. Datos de la Fuente de Energía Eléctrica
Voltaje primario disponible
Frecuencia
3.1.1.5. Problemas Posibles
Producción de arena
Formación de escamas
Depositación de parafinas
Corrosión
Emulsión
13
3.1.2. CARGA
La presión del líquido se puede considerar como la producida por el peso de su
columna en un punto dado. Esta columna de líquido se llama “carga estática” y
generalmente se expresa en pies de líquido.
Los pies de carga y la presión son por lo tanto, formas diferentes de expresar el
mismo valor. En bombeo electrosumergible cuando se usa el término “presión” se
refiere a las unidades en psi y cuando se usa el término “carga o cabeza” se
refiere a las unidades en pies.
Para convertir de un valor a otro se usa la ecuación 3.1
P0.433 *
HSG
= (3.1)
Donde:
H. Carga, pies
P: Presión, psi
SG: Gravedad específica
3.1.3. GRAVEDAD ESPECÍFICA
Es la relación de la densidad de una sustancia con la de otra sustancia de
referencia. Para lo líquidos la sustancia de referencia es el agua a 60 ºF.
3.1.4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA
La densidad del agua de formación y por tanto la gravedad específica de esta
depende de la salinidad. Si se tienen datos de pruebas de producción se puede
determinar el valor de gravead específica del agua, caso contrario se asume un
valor de 1
14
3.1.5. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL PETRÓLEO (SGO)
Se calcula con la ecuación 3.2
141.5131.4 ºOSG
API=
+ (3.2)
3.1.6. GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LA MEZCLA
Se calcula con la ecuación 3.3
( )* * 1M W OSG SG BSW SG BSW= + − (3.3)
Donde: SGM: Gravedad específica de la mezcla.
BSW: Corte de agua del pozo, fracción
SGW: Gravedad específica del agua
SGO: Gravedad específica del petróleo
3.1.7. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO
Es la presión que ejerce un fluido por unidad de altura. Se calcula con la ecuación
3.4.
* 0.433FGrad SG= (3.4)
Donde:
Grad: Gradiente de presión, psi/pie
SGF: Gravedad específica del fluido
15
3.1.8. PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LA BOMBA
Es conveniente colocar la bomba en el casing de 95/8 para poder instalar la
“herramienta Y” (“Y Tool”), lo que brinda la posibilidad de realizar tratamientos
con químicos, bajar herramientas y hacer otro tipo de trabajos por el “tubing
bypass” sin necesidad de tener que intervenir el pozo con una torre de
reacondicionamiento y sacar la bomba.
Para prevenir problemas en el equipo se recomienda que a la profundidad a la
que se coloque la bomba, la inclinación no exceda los 60ª y que la severidad de
las patas de perro (“dog leg severity”) no sea mayor de 1 grado y con esto evitar
deformaciones en la bomba y posibles problemas de pesca
3.1.9. PROFUNDIDAD A MITAD DE PERFORACIONES (MPP)
Corresponde a la profundidad a la mitad de los intervalos cañoneados de las
arenas productoras. Se calcula con el promedio aritmético de los intervalos
abiertos mediante la ecuación 3.5
2tope fondoh h
MPP+
= (3.5)
Donde:
topeh : Profundidad del primer intervalo perforado, pies
fondoh : Profundidad del último intervalo perforado, pies
3.1.10. DIFERENCIAL DE LONGITUD ( ∆L)
Es la diferencia de profundidades verticales comprendida entre la entrada de la
bomba (Intake) y la mitad de las perforaciones de las arenas productoras. Se
calcula con la ecuación 3.6
∆ MPP - Prof Asentamiento BombaL = (3.6)
16
3.1.11. PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA (PIP)
La presión de entrada a la bomba se calcula con la ecuación 3.7.
* ∆MPIP Pwf Grad L= − (3.7)
Si se asumen varios valores de Pwf se puede construir la IPR corregida a la profundidad de la bomba, esta curva se conoce como “Inflow” y representa la presión disponible al nivel en que se encuentra la bomba para determinado caudal.
3.1.12. PRESIÓN DE DESCARGA
Para el cálculo de la presión de entrada a la bomba se lo ha hecho desde el yacimiento hasta ese punto, es posible también calcular la presión desde la superficie para determinar la presión necesaria a la profundidad de la bomba para levantar los fluidos a superficie. La presión a la entrada de la bomba es la cantidad de energía disponible de la formación. La presión a la descarga de la bomba es una medida de la cantidad de energía requerida para levantar los fluidos a la superficie La presión de descarga la componen tres elementos: presión de cabeza, la presión que ejerce el peso de la columna de fluido y las pérdidas por fricción, como se señala en la ecuación 3. Para determinar la presión que ejerce el peso de la columna de fluido se usa la ecuación 3.1, considerando la profundidad de asentamiento de la bomba. Las pérdidas por fricción se calculan con la ecuación 3.13 Para un mismo punto se ha calculado dos presiones diferentes: una desde el yacimiento hacia arriba y la otra desde el cabezal del pozo hacia abajo. En el gráfico 3.1 se ilustran estas curvas. En el Gráfico 3.1, desde el punto A hasta el punto B, donde se intersecan las
curvas de succión y descarga el pozo puede producir a flujo natural.
En el punto C el pozo no es capaz de producir a flujo natural, pues la energía que
posee el yacimiento es inferior a la que se necesita para llevar los fluidos a
superficie.
GRÁFICO 3.1: CURVAS DE SUCCIÓN Y DE DESCARGA
17
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.1.13. PRESIÓN DEL SISTEMA
Representa a la energía que el pozo necesita para poder producir un determinado
caudal. Se calcula mediante la diferencia de la presión de entrada y la presión de
descarga.
La curva que se genera se denomina “curva del sistema del pozo" o "curva del
pozo" ya que incluye todo en el sistema desde el yacimiento hasta el cabezal del
pozo a excepción de la bomba.
3.1.14. CAUDAL DE OPERACIÓN DESEADO
Como es lógico, lo que interesa es producir el mayor caudal de petróleo posible,
sin embargo se debe tener precaución que la presión de entrada a la bomba no
se inferior a la presión de burbuja caso contrario causaría problemas de cavitación
en el equipo. En este caso se ha considerado un margen de seguridad de 100 psi,
reemplazando este valor en la ecuación 3.8 se obtiene la ecuación 3.9 y se
determina la Pwf mínima a la cual se puede llegar colocando la bomba a la
profundidad seleccionada.
Pwf
q
Descarga
Succión
B
A C
∆P requerido
18
Una vez determinada la Pwf se determina el caudal al correspondiente a esta
presión.
* MPwf PIP L Grad= + ∆ (3.8)
100 * MPwf Pb L Grad= + + ∆ (3.9)
3.1.15. ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH)
Es la altura real que debe generar la bomba para llevar el fluido hasta la
superficie. La TDH es la suma de 3 componentes básicos:
� Levantamiento neto vertical (LNV)
� La presión en cabeza o contrapresión (Pwh)
� Pérdidas por fricción en la tubería
La ecuación 3.10 se utiliza para determinar la altura dinámica total.
TDH LNV Pérdidas por fricción Pwh [pies]= + + (3.10)
3.1.15.1. Levantamiento Neto Vertical (LNV)
Es la altura neta vertical que el fluido que debe ser levantado el fluido hasta
superficie. Depende solamente del nivel de fluido, sin importar a que profundidad
se encuentra asentada la bomba el levantamiento vertical será el mismo.
Para calcular el LNV se utiliza la ecuación 3.11.
LNV=Produndidad de la bomba - Sumergencia de la bomba (3.11)
Para obtener la sumergencia de la bomba en pies se usa la ecuación 3.12. Se
utiliza la gravedad específica del petróleo puesto que en la sección de entrada a
19
la bomba hacia arriba se supone que el fluido es solo petróleo debido al efecto de
separación de la mezcla por la gravedad.
o
PIPSumergencia
0.433*SG= (3.12)
3.1.15.2. Pérdidas por fricción en la tubería
Son las pérdidas de energía que se dan por la fricción entre las moléculas del
fluido y la fricción del fluido con las paredes de la tubería.
Las pérdidas por fricción se calculan con la ecuación 3.13:
( )2* * *
∆2 * * *144f
c
L f ρ vP
g d∆= (3.13)
Donde:
(∆P)f: Pérdida de presión, psi
∆L: Diferencial de longitud, pie
f: Factor de fricción, adimensional
p: Densidad del fluido, lb/ pie3
v: Velocidad del fluido, pie/s
gc: Constante gravitacional, 32.15 lbm*pie/lbf*s
d: Diámetro interno de la tubería, pie
3.1.15.2.1. Número de Reynoulds
El número de Reynoulds se calcula con la ecuación 3.14
* *Re
ρ v dN
µ= (3.14)
Donde:
p: Densidad del fluido, lb/ pie3
20
v: Velocidad del fluido, pie/s
d: Diámetro interior de tubería, pie
µ : Viscosidad del fluido, lbm / pie*s
Dependiendo del valor del número de Reynolds el régimen de flujo se clasifica de
acuerdo a lo indicado en la Tabla 3.1
TABLA 3.1: REGÍMENES DE FLUJO
NRe Régimen de Flujo
2300 Laminar
2300 < Nre < 3100 Crítico
≥ 3100 Turbulento
Fuente: SLB
Elaborado por: Erick Miranda
3.1.15.2.2. Coeficiente de fricción
El coeficiente de fricción f es función del número de Reynolds (Re) y del
coeficiente de rugosidad de la tubería (εr):
Si el flujo es laminar el factor de fricción únicamente depende de NRe y se calcula
con la ecuación 3.15
64Re
fN
= (3.15)
Cuando el flujo es crítico, f se calcula usando la ecuación 3.16
0.31920.5675 * Ref N −= (3.16)
Si el flujo es turbulento f se calcula con la ecuación 3.17. Dicha ecuación es
compleja ya que requiere de iteraciones por lo se recomienda usar un programa
de computadora para su resolución.
21
1 2.512log
3.71* Re*
ε
df N f
= − +
(3.17)
La ecuación 3.18 permite calcular el factor de fricción en régimen turbulento, con
buena aproximación, sin usar un proceso iterativo.
2
0.9
21.251.14 2log
Reε
fd N
− = − +
(3.18)
3.1.15.2.3. Velocidad del fluido
Se calcula a partir del caudal y el diámetro interno de la tubería con la ecuación
3.19
2
*4
qv
dπ
= (3.19)
3.1.15.3. Presión en cabeza o contrapresión (Pwh)
Para establecer la presión de cabeza se usó las presiones de líneas de las
diferentes islas (“Pads”) como se muestra en la Tabla 3.2.
TABLA 3.2: PRESIONES DE LÍNEA
PAD Presión (psi) B 107 A 211 C 241 D 257 F 254 G 308 J 0
FUENTE: UB15
Elaborado por: Erick Miranda
Para expresar la presión de la línea de descarga en términos de altura, se utiliza
le ecuación 3.1, usando la gravedad específica de la mezcla.
22
3.1.16. RELACIÓN GAS- PETRÓLEO EN SOLUCIÓN
Con la ecuación 3.20 se puede calcular la relación gas petróleo en solución a
determinada presión y temperatura, que para el caso serán a las condiciones de
entrada de la bomba.
1.20480.0125*
0.00091*
10*
18 10
API
s g T
PR SG
=
(3.20)
Donde:
gSG : Gravedad especifica del gas, adimensional
P : Presión, psi
T: Temperatura, º F
3.1.17. FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO
El factor volumétrico del petróleo para determinadas condiciones de presión y
temperatura se puede estimar con la ecuación 3.21
1.175
0.972 0.000147 1.25go s
o
SGβ R T
SG
= + +
(3.21)
Donde
gSG : Gravedad especifica del gas
oSG : Gravedad especifica del petróleo
T: Temperatura, ºF
3.1.18. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS
Para determinada presión y temperatura se calcula con la ecuación 3.22
0.00504g
ZTB
P= (3.22)
Donde:
23
Z: Factor de compresibilidad del gas
T: Temperatura del fondo del pozo, ºR
P: Presión de surgencia, psi
El factor de compresibilidad del gas se puede determinar con la correlación de de
Standing (Anexo 1) a partir de la presión pseudoreducida (Psr) y de la temperatura
pseudoreducida (Tsr) calculadas con las ecuaciones 3.23 y 3.24, respectivamente.
2667 15 * 37.7 *srg g
PP
SG SG=
+ + (3.23)
2168 325 * 12.5 *srg g
TT
SG SG=
+ − (3.24)
3.1.19. CÁLCULOS DEL GAS
3.1.19.1. Gas Total
Se determina a partir de la relación gas petróleo producida usando la ecuación 3.25
[ ]MPCD1000
BOPD*GORTotal Gas = (3.25)
3.1.19.2. Gas en solución
A partir del Rs calculado a las condiciones de entrada de la bomba se puede
calcular el volumen de gas en solución con la ecuación 3.26.
[ ]MPCD1000
BOPD*Rssoluciónen Gas = (3.26)
3.1.19.3. Gas libre
Se calcula con la ecuación 3.27
soluciónen Gas- totalGaslibre Gas = (3.27)
24
3.1.20. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO
Para determinar el volumen total que la bomba va a manejar se utiliza la ecuación
3.28
wgoT VVVV ++= (3.28)
Donde:
Vo: Volumen de petróleo, bls
Vw: Volumen de agua, bls
Vg: Volumen de gas, bls
Los volúmenes de petróleo, agua y gas se calculan con las ecuaciones 3.29, 3.30
y 3.31, respectivamente.
[ ]BOPDBBOPDV oo *= (3.29)
[ ]BWPDBBWPDV ww *= (3.30)
[ ]BGPDBV gg *libre Gas= (3.31)
3.1.21. PORCENTAJE DE GAS LIBRE
El porcentaje de gas libre se calcula con la ecuación 3.32. Para que la bomba se
desempeñe eficientemente se recomienda que el porcentaje de gas libre no
supere el 10%, caso contrario se debería pensar en instalar un separador de gas
100%*V
Vlibre Gas
T
g= (3.32)
25
3.1.22. SELECCIÓN DEL TIPO DE BOMBA
De acuerdo al tipo de revestimiento primeramente deben seleccionarse a aquellas
bombas cuyo diámetro externo es inferior al diámetro interno del casing y que
podrían ser instaladas en el pozo
Teniendo en cuenta este primer aspecto, se seleccionan las bombas cuyos
rangos permiten manejar los volúmenes de fluido deseados en el fondo del pozo.
Teniendo estos precandidatos finalmente se recomienda escoger a aquella
bomba que tenga más eficiencia, que genere más levantamiento por etapas y que
por lo tanto requiera menor número de etapas.
3.1.23. NÚMERO DE ETAPAS REQUERIDAS
En las curvas de desempeño de la bomba seleccionada se lee la capacidad en
altura que puede levantar cada etapa. Con ayuda de la ecuación 3.33 se
determina el número de etapas totales.
TDHNúmero de etapas
Cabeza por etapa= (3.33)
3.1.24. POTENCIA
En las curvas de desempeño de la bomba seleccionada se lee la potencia que la
etapa requiere. Con la ecuación 3.34 se calcula la potencia total.
HP= (Etapas totales)*(HP por etapa) (3.34)
3.1.25. SELECCIÓN DEL MOTOR
A la potencia calculada para la bomba se le debe añadir un factor de seguridad
del 20% que corresponde a la potencia que consume el variador. Con esta
potencia se selecciona un motor del catálogo.
26
3.1.26. CARGA DEL MOTOR
Se calcula con la ecuación 3.35:
bomba
motor
HP%Carga Motor
HP= (3.35)
3.1.27. SELECCIÓN DEL CABLE
Para seleccionar el cable debe considerarse las condiciones alas que va a estar
expuesto el cable, la temperatura, el fluido del pozo son factores que afectan para
la selección del tipo de cable.
El tamaño del cable depende de factores como la caída de voltaje, corriente y
espacio disponible en el anular.
La longitud del cable se determina por la profanidad de asentamiento de la
bomba., a esta longitud debe añadirse 100 o 200 pies de cable para realizar las
conexiones superficiales.
Las pérdidas por voltaje en el cable se pueden estimar usando el Gráfico 3.2.
3.1.28. FRECUENCIA LÍMITE
Para calcular la frecuencia a la cual el eje de la bomba falla se utiliza la ecuación
3.36. Primeramente se determina la potencia límite a la cual se rompe el eje a la
frecuencia seleccionada. Este dato se lo obtiene de las curvas de desempeño de
la bomba
limFrecuencia limite 55*bomba
HPHP
= (3.36)
27
GRÁFICO 3.2: PÉRDIDAS DE VOLTAJE EN EL CABLE
FUENTE: SLB
3.1.29. VOLTAJE Y POTENCIA REQUERIDOS EN SUPERFICIE
Para seleccionar el variador de frecuencia es necesario determinar el voltaje y
potencia que serán requeridos en superficie. El voltaje en superficie se calcula
con la ecuación3.37
sup * erficie perdida cableV V Longitud Cable Voltaje Motor= + (3.37)
La potencia requerida en Kilovoltio Amperio (KVA) se determina con la ecuación
3.38
superficie motorsuperficie
1.732*V *AKVA
1000= (3.38)
3.1.30. EFECTOS DE LA VISCOSIDAD EN EL DESEMPEÑO DE LAS BOM BAS
ELECTRO SUMERGIBLES
28
El rendimiento de la BES se reduce considerablemente cuando se bombea crudos
pesados en comparación cuando se bombea fluidos de baja viscosidad. Esta
caída de eficiencia aparece como una reducción de la capacidad de flujo, una
disminución en la cabeza y una menor eficiencia global de bomba.
El Instituto Americano de Hidráulica ha publicado factores de corrección,
(Fcapacidad, Fcabeza, Feficiencia) para determinar el rendimiento de una bomba electro
sumergible de tamaño convencional que maneje un líquido viscoso cuando su
rendimiento con el agua es conocido.
Estos factores de corrección de datos pueden ser usados como una guía
aproximada en el dimensionamiento de la bomba y el motor para una aplicación
dada. En el gráfico 3.3 y en el Anexo 3.2 se pueden observar estos factores en
función de la viscosidad.
GRÁFICO 3.3: FACTORES DE CORRECCIÓN POR VISCOSIDAD PARA LOS
PARÁMETROS DE LAS BOMBAS
FUENTE: SLB
Determinados estos factores se puede calcular la capacidad, cabeza y eficiencia
con las ecuaciones 3.39, 3.40, 3.41, respectivamente.
29
*
100capacidad agua
visc
F CapacidadCapacidad = (3.39)
*
100cabeza agua
visc
F CabezaCabeza = (3.40)
*
100eficiencia agua
visc
F EficienciaEff = (3.41)
3.2. EJEMPLO DE DIMENSIONAMIENTO PARA EL POZO EY
D16
3.2.1. RECOPILACIÓN DE DATOS
3.2.1.1. Datos del pozo
En la Tabla 3.3 se presentan las especificaciones del “casing” y del “tubing” y en
la Tabla 3.4 se indica la profundidad de asentamiento de la bomba y del tope y
base de las perforaciones.
TABLA 3.3: ESPECIFICACIONES DE TUBERÍA POZO EY D16
TUBERÍA TIPO OD (pulgadas) ID (pulgadas) Casing 47 #/FT N-80 9,625 8,681Tubing 12.6 #/FT 4,5 3,96
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.1.2. Datos de producción
El pozo EY D16 no ha sido probado en el yacimiento M-2, por tanto los datos que
se presentan en la Tabla 3.5 son estimaciones que se han hecho en base a
cálculos o analogías con los pozos cercanos que fueron probados en el
yacimiento.
30
TABLA 3.4: PROFUNDIDAD DE LA BOMBA E INTERVALOS
PROFUNDIDAD REFERENCIA MD (pie) TVD (pie)
Asentamiento Bomba 9400 6173
Tope perforaciones 10992 7073
Base perforaciones 11040 7108
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
TABLA 3.5: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO EY D16
Parámetro Valor Presión estática (Pr) 2950 psi Presión en cabeza (THP) 257 psi Temperatura de fondo (BHT) 200 ºF Índice de producción (IP) 0,11 BPD/psi Relación Gas petróleo (GOR) 32 pcs/ BF Porcentaje de agua (BSW) 10%
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.1.3. Características de los fluidos
Los datos presentados en la Tabla 3.6 corresponden a la información obtenida del
pozo EY D38.
TABLA 3.6: CARACTERÍSTICAS DE FLUIDOS ESTIMADAS POZ O EY D16
Parámetro Valor SGw 1,02 API 14 º SGg 0,97 Pb 212 psi Bw 1 Uo 100 cp
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2. CÁLCULOS
3.2.2.1. Gravedades específicas
Utilizando la ecuación 3.2 se obtuvo un valor de 0.898 para la gravedad específica
del petróleo.
31
141.5131.5 14ºOSG =
+
0.898OSG =
Reemplazando los datos en la ecuación 3.3 para calcular la gravedad específica
de la mezcla se tiene:
( )1.02 * 0.1 0.898 * 1 0.1MSG = + −
0.923MSG =
3.2.2.2. Gradiente de Presión del Fluido
Utilizando la ecuación 3.4 se calculó los gradientes de presión para el petróleo y
la mezcla.
0 0.898 * 0.433Grad =
0 0.389 /Grad psi pie=
0.923 * 0.433FGrad =
0.394FGrad =
3.2.2.3. Profundidad a Mitad de Perforaciones
Usando la ecuación 3.5 se tiene:
7073 71082
MPP+=
32
MPP = 7091 pies
3.2.2.4. Diferencial de Longitud
Reemplazando los datos en la ecuación 3.6 se tiene:
∆L = 917,5 pies
3.2.2.5. Presión de entrada a la bomba (PIP)
Empleando la ecuación 3.7 para diferentes valores de Pwf se generaron los
valores de la Tabla 3.7, dichos datos se ilustran vs el caudal en el Gráfico 3.4.
0.394 * 917.5 PIP Pwf= −
TABLA 3.7: CÁLCULO DE PIP
Pwf Caudal PIP
2950 0 2588 2000 107 1638 1000 220 638 800 243 438 750 249 388 700 254 338 500 277 138 200 311 -162
0 333 -362
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
Los valores negativos de PIP de la Tabla indican que a la profundidad de
asentamiento de la bomba, el pozo no es capaz de producir ese caudal.
∆ 7091 - 6173L =
33
GRÁFICO 3.4: PRESIÓN DE ENTRADA
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 50 100 150 200 250 300 350 400
q (bpd)
IP R
P IP
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2.6. Presión de descarga
La presión de descarga considera tres componentes: presión de cabeza, presión
del peso de la columna hidrostática y las pérdidas por fricción.
La presión de cabeza es de 257 psi.
Para el cálculo de la presión del peso de la columna se utiliza la ecuación 3.1,
obteniéndose un valor de 2433.3 psi.
Las pérdidas por fricción varían de acuerdo al caudal, teniéndose por ejemplo una
pérdida de 7,8 psi para un caudal de 257 BPD. Más adelante se muestra un
ejemplo sobre el procedimiento que se sigue para el cálculo de las pérdidas por
fricción.
Sumando estos tres componentes se obtiene la presión de descarga, que para el
caso del ejemplo es de 2697.9 psi.
Haciendo el cálculo para cada uno de los caudales se genera la tabla 3.8. En el
Gráfico 3.5 pueden verse estos valores graficados vs el caudal al igual que la
34
presión de entrada a la bomba. Puede notarse que la curvas de succión y
descarga no se cruzan por lo que el pozo no es capaz de producir a flujo natural y
necesita adicionar energía con una bomba para cumplir con el requerimiento de
presión.
TABLA 3.8: CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE DESCARGA Y DEL SISTEMA
Pwh (psi) 257 Peso Columna (psi) 2433,3 Pwf psi) Caudal (BPD) PIP (psi) Pérdidas (psi) P descarga (psi) P sistema (psi)
2950 0 2588 0 2690,3 102,1 2000 107 1638 3,27 2698,6 1060,4 1000 220 638 6,71 2707,3 2069,1 800 243 438 7,39 2709,1 2270,8 674 257 312 7,83 2710,2 2397,9 600 266 238 8,08 2710,8 2472,6 500 277 138 8,43 2711,7 2573,4 400 288 38 8,77 2712,6 2674,3
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
GRÁFICO 3.5: GRAFICA DEL SISTEMA
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 50 100 150 200 250 300 350
q (BPD)
P (p
sia)
PIP
Descarga
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2.7. Presión del sistema
Restando los valores de presión de descarga menos los valores de presión de
entrada a la bomba se obtienen los datos de presión del sistema como puede
verse en la tabla 3.8. En el Gráfico 3.6 se representan estos valores
35
GRÁFICO 3.6: CURVA DEL SISTEMA
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 50 100 150 200 250 300 350
q (bpd)
P s
iste
ma
(psi
a)
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2.8. Caudal máximo
Para determinar el caudal máximo que el pozo puede producir con la bomba
asentada a la profundidad seleccionada se debe precautelar que la presión de
entrada a la bomba sea superior a la presión de burbuja para que no existan
problemas de cavitación en el equipo. Considerando un margen de seguridad de
100 psi sobre la presión de burbuja, se tendría una presión mínima a la entrada
de la bomba de 312 psi, con esta presión se calcula la presión de fondo fluyente.
212 100 917.5 * 0.394Pwf = + +
673.5 Pwf psi=
Con esta Pwf se calcula el caudal respectivo dando como resultado un caudal de
257 BPD.
36
3.2.2.9. Altura Dinámica Total
3.2.2.9.1. Levantamiento neto vertical
Primeramente se calcula la sumergencia de la bomba con la ecuación 3.12:
312Sumergencia
0.433*0.898=
Sumergencia 803 pies=
Reemplazando el valor de sumergencia calculado en la ecuación 3.11 se tiene:
LNV=6173 - 803
LNV=5370 pies
3.2.2.9.2. Pérdidas Por Fricción
Utilizando la ecuación 3.19 y haciendo las transformaciones de unidades
necesarias se calcula la velocidad del fluido.
( )
3
22 2
2
5.615 1 1257 * * *
1 24 36001
* 3.96 lg *4 144 lg
bl pie dia hrdia bl hr svπ pie
pupu
=
v = 0.2 pie/ s
Reemplazando el valor de velocidad obtenido y los demás requeridos en la
ecuación 3.14 se calcula el Número de Reynoulds.
56.8 * 0.2 * 0.33Re
0.07N =
37
NRe = 55
Como el valor del NRe < 2300 se trata de flujo laminar y el factor de fricción se
calcula con la ecuación 3.15.
6455
f =
f = 1.17
Para calcular las pérdidas en psi se utiliza la ecuación 3.13:
( )29400 *1.17 * 56.8 * 0.2
∆2 * 32.15 * 0.33 *144f
P =
( )∆f
P = 7.83 psi
Para transformar las pérdidas en psi a pies se utiliza la ecuación 3.1 obteniéndose
un valor de 19.86 pies.
3.2.2.10. Presión en cabeza
La presión en cabeza para el pozo es de 257 psi. Transformando este valor a pies
con la ecuación 3.1 se obtiene un valor de 652 pies
Una vez que se han determinado los tres componentes de la altura dinámica total,
ésta se calcula mediante la ecuación 3.10:
TDH 5370 19.86 652= + +
TDH = 6042.2 pies
38
3.2.2.11. Relación gas- petróleo en solución
Utilizando la ecuación 3.20 par las condiciones de entrada de la bomba se tiene:
1.20480.0125*14
0.00091*200
674 100.97 *
18 10sR
=
sR = 29.5 pcs/ BF
3.2.2.12. Factor volumétrico de formación del petróleo
Se obtiene a partir de la ecuación 3.21.
1.1750.97
0.972 0.000147 29.5 1.25 * 2000.898oβ
= + +
oβ = 1.083 bl/ BF
3.2.2.13. Factor volumétrico del gas
Primeramente se calcula la presión psedureducida y la temperatura
pseudoreducida con las ecuaciones 3.23 y 3.24.
2
674667 15 * 0.97 37.7 * 0.97srP =
+ +
Psr = 0.44
2
(200 460)168 325 * 0.97 12.5 * 0.97srT
+=+ −
Tsr = 0.93
39
A partir de los valores de Psr y Tsr se determinó un valor de z de 0.93 usando la
gráfica de Standing. (Anexo 3.2). Con el factor de compresibilidad se obtiene el
factor volumétrico del gas con la ecuación 3.21.
0.93 * (200 460)0.00504
674gβ+=
gβ = 0.01 bl/ pcs
3.2.2.14. Cálculos del gas
3.2.2.14.1. Gas Total
Se determina con la ecuación 3.25:
32*257*(1-0.1)Gas Total
1000=
Gas Total = 7.3 MPCS
3.2.2.14.2. Gas en solución
Reemplazando los datos en la ecuación 3.26 se tiene:
29.5*257*(1-0.1)
Gas en solución1000
=
Gas en solución = 6.84 MPCS
3.2.2.14.3. Gas Libre
Se calcula con la ecuación 3.27
Gas libre 7.3 - 6.84= Gas libre 0.45= MPCS
40
3.2.2.15. Volumen total de fluido
Los volúmenes de petróleo, agua y gas se calculan con las ecuaciones 3.29, 3.30
y 3.31 respectivamente.
257(1 0.1) *1.083oV = −
oV = 250.6 BPPD
257 * 0.1*1wV =
wV = 25.7 BAPD
0.45*1000 * 0.009gV =
gV = 4.28 BGPD
El volumen total que la bomba va a manejar se calcula con a ecuación 3.28.
250.6 25.7 4.28TV = + +
280.6 TV BFPD=
3.2.2.16. Porcentaje de gas libre
Se calcula con la ecuación 3.32.
4.28Gas libre *100%
280.6=
Gas libre = 1.53 %
En vista de que el porcentaje de gas es inferior al 10% no se necesita separador
de gas.
41
3.2.2.17. Selección del tipo de bomba
En la Tabla 3.9 se presentan las bombas cuyos diámetros son inferiores al
diámetro interno del revestidor y que son capaces de manejar el volumen de fluido
total requerido. De acuerdo a la eficiencia, potencia y al número total de etapas
requeridas se escogerá la bomba más adecuada para el pozo.
3.2.2.18. Número de etapas requeridas
Para cada bomba seleccionada se ingresa con el caudal deseado en la curva de
desempeño y se lee la altura que la etapa puede levantar. Un ejemplo de una
curva de desempeño se puede observar en el Gráfico 3.7.
Con la ecuación 3.33 se determina el número total de etapas requeridas para
cada bomba como se aprecia en la Tabla 3.9.
3.2.2.19. Potencia
Para cada bomba seleccionada se ingresa con el caudal deseado en la curva de
desempeño de la bomba y se lee la potencia que se requiere. Con la ecuación
3.34 se determina la potencia total necesaria, estos valores se enlistan en la tabla
3.9.
TABLA 3.9: BOMBAS SELECCIONADAS CON SUS RESPECTIVOS
PARÁMETROS
Bomba Rango Optimo (BPD)
Frecuencia (Hz)
Eficiencia (%)
H x etapa (ft)
Potencia x etapa (HP)
Etapas totales
Potencia total (HP)
A400 167 - 417 50 45 12,5 0,050 483 24,2
DN 440 83 - 458 50 45 17 0,075 355 26,7
DN 280 83 - 417 50 45 11 0,050 549 27,5
D 400 167 - 458 50 51 19 0,075 318 23,9
DN 525 250 - 521 50 45 16,5 0,075 366 27,5
DN 675 267 - 692 50 42 20,5 0,090 295 26,5
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
42
GRAFICO 3.7: EJEMPLO CURVA DESEMPEÑO DE UNA BOMBA
FUENTE: CATÁLOGO REDA
3.2.2.20. Factores de corrección por viscosidad
En la tabla 3.9 se presentan los factores de corrección que se obtuvieron de del
gráfico 3.3 para los datos del pozo.
TABLA 3.10: FACTORES DE CORRECCIÓN PARA LOS PARÁMET ROS DE LA
BOMBA
Factores de corrección
Capacidad Cabeza Eficiencia HP
86 .86 .346 127,7
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
Aplicando estos factores de corrección con las ecuaciones 3.39, 3.40 y 3.41 se
generaron los datos para eficiencia, cabeza y potencia corregidas, como puede
observarse en la Tabla 3.11
43
De todas estas bombas se ha escogido a la DN 675 ya que requiere un menor
número de etapas y consume menos potencia.
.
TABLA 3.11: PARÁMETROS DE LAS BOMBAS CORREGIDOS
Bomba Eficiencia corregida (%)
H correg (ft)
Potencia correg (HP)
Etapas totales
Potencia total (HP)
A400 16 11 0,639 562 36
DN 440 16 15 0,096 413 40
DN 280 16 9 0,064 639 41
D 400 18 16 0,096 370 35
DN 525 16 14 0,096 426 41
DN 675 15 18 0,115 343 39
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2.21. Selección del Motor
La bomba seleccionada requiere 39 HP de potencia, para seleccionar el motor
debe adicionarse un factor de seguridad del 20% para operar el variador. El motor
necesita entonces 46.8 HP
En el catálogo se escoge un motor de la serie 456 MX con las características que
se muestran en la Tabla 3.12:
TABLA 3.12: CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR
Motor Potencia
(HP)
Voltaje
(V)
Corriente
(A)
456 MX 50 729 45.5
FUENTE: CATÁLOGO REDA
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
3.2.2.22. Carga del motor
Reemplazando los datos en la ecuación 3.35 se tiene:
44
39%Carga Motor
50=
%Carga Motor 78%=
3.2.2.23. Frecuencia Límite
De la curva de desempeño de la bomba puede leerse que la potencia limite a la
cual se rompe el eje es de 78 HP. Utilizando la ecuación 3.36 se calcula la
frecuencia límite a la cual el eje se rompe.
78Frecuencia limite 50*
39=
Frecuencia limite = 70.7 Hz
3.2.2.24. Selección del cable
El cable seleccionado es un cable # 1 plano, resistente a la corrosión. De la
gráfica 3.2 se tiene que a una corriente de 46 A, las pérdidas de voltaje son de 14
voltios cada 1000 pies.
3.2.2.25. Voltaje y potencia requeridos en superficie
El voltaje requerido en superficie se calcula con la ecuación 3.37. Para la longitud
del cable se ha considerado la profundidad de asentamiento de la bomba más
200 pies adicionales para hacer las conexiones superficiales.
superficie
14V *6373pies 729V
1000Vpies
= +
superficieV = 819 V
45
La potencia requerida por el variador se calcula con la ecuación 3.38:
superficie
1.732*819*45.5KVA
1000=
superficieKVA = 64.5 KVA
46
4. CAPÍTULO IV
ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO
Se ha seleccionado 4 pozos que son los candidatos más cercanos para entrar en
producción
En tres de los casos las productividades de los pozos fueron estimadas, por lo
que a pesar de los cálculos y análisis técnicos estas solo estimaciones, y
únicamente se conocerá el potencial del pozo en el yacimiento “X”, cuando se
disparen las zonas propuestas y se realicen las respectivas pruebas de
producción.
4.1.1. PASOS DEL REACONDICIONAMIENTO
El programa de reacondicionamiento para producir del yacimiento involucra los
pasos principales que se detallan desde el numeral 1 hasta el 10.
Controlar el pozo con fluido de matado
Recuperar el equipo de bombeo electrosumergible que el pozo utiliza actualmente
para producir del yacimiento actual.
Aislar la zona de la cual el pozo está produciendo actualmente con un tapón
balanceado de cemento.
Moler el tapón balanceado de cemento.
Hacer una limpieza del pozo para retirar los residuos obtenidos en el paso
Bajar cañones y disparar el yacimiento “X” en los intervalos seleccionados.
47
Bajar nuevo equipo de bombeo electrosumergible dimensionado para el
yacimiento “X” en el pozo en particular.
Arrancar el pozo y hacer las prueba de producción con las respectivas pruebas de
laboratorio de salinidad, BSW, API del crudo.
4.1.1.1. Control del Pozo
Para controlar el pozo se necesita que la presión de la columna hidrostática sea
superior a la presión estática de la formación. Por motivos de seguridad a la
presión estática se le añade 100 psi.
Para calcular la densidad que debería tener el fluido de matado se utiliza la
ecuación 4.1.
0.052 *P
ρh
= (4.1)
Donde:
ρ : Densidad, lb/gal
P: Presión, psi
h: Altura, pies
Haciendo un ejemplo para el pozo EM-16 se tiene que la presión de reservorio
estimada es de 2950 psi, a esta presión se le suma por seguridad 100 psi,
teniendo que controlarse entonces una presión de 3050 psi. La profundidad de la
base de las perforaciones es de 7108 pies (TVD)
Reemplazando los datos de presión (3050 psi) y la profundidad (7108 pies) en la
ecuación 4.1 se tiene obtiene que se necesitaría un fluido con una densidad de
8.26 lb/gal para controlar el pozo.
48
El peso específico del agua es de 8.33 lb/gal, por lo que para controlar el pozo
bastaría utilizar agua, sin embargo para evitar que se produzca un hinchamiento
de las arcillas y como consecuencia de estos se reduzcan los espacios porales,
debe añadirse alguna sal como el cloruro de potasio (KCl).
Se recomienda que el peso del agua de matado debe ser como mínimo de 8.4
lb/gal; para alcanzar este valor en el ejemplo se necesitaría incrementar el peso
del agua en 0.07 lb/gal.
Para subir el peso del agua en 0.1 lb/gal se necesitan 7.5 lb de KCL por cada
barril.
Para calcular el volumen de fluido de una tubería en pies cúbicos se utiliza la
ecuación 4.2.
2* *576π
v D h= (4.2)
Donde:
V: volumen, pie3
D: diámetro interno, pulgadas
H: altura, pies
En la tabla 4.1 se muestran los datos del casing y liner para el pozo EM-16.
TABLA 4.1: DATOS DEL CASING POZO EM-16
Tubería OD (pulg) ID (pulg) Casing 9 5/8 8,681Liner 7 6,276
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
El fondo del pozo se encuentra un tapón de cemento a 1150 pies, y el liner está
asentado a 9592 pies, como se muestra en el diagrama de completación del
anexo 4.1.
49
En la tabla 4.2 se muestran los volúmenes de fluido calculados para el casing y el
liner utilizando la ecuación 4.2.
TABLA 4.2: VOLÚMENES PARA CASING Y LINER POZO EM-16
Tubería Volumen (pie 3)
Casing 3942 1/2
Liner 335
Total 4277
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
Se necesitan entonces 4277 pies cúbicos de fluido, que transformados a barriles
da un valor de 762 bls.
Considerando que el fluido deba reemplazarse se requeriría el doble de cantidad
de fluido, es decir 1524 bls. Considerando que cada tanque del taladro tiene una
capacidad de 500 bls se deben preparar un poco más de 3 tanques, que para
fines prácticos y por precaución se prepararían 4 tanques de fluido, es decir 2000
bls.
Para subir el peso específico de los 2000 bls de agua de 8.33 lb/gal a 8.4 lb/gal
se necesitarían 10500 lbs de KCl, considerando que cada saco contiene 50 lb, se
requerirían entonces de 95.3 sacos de KCl.
Para el agua de matado se recomienda usar además 3 galones de anticorrosivo y
2 galones de bactericida cada 100 galones. Para el caso de los 2000 bls de fluido
de matado se necesitarían 60 galones de anticorrosivo y 40 galones de
bactericida.
Finalmente para evitar liberar al agua de impurezas se debe utilizar filtros,
recomendándose usar 60 filtros por cada 1000 bls. Para el caso de los 2000 bls
requeridos se necesitarían de 120 filtros.
50
4.2. ANÁLISIS ECONÓMICO
Para la evaluación económica de un proyecto se utilizan los indicadores que se
describen a continuación. En la empresa se evalúa los proyectos mensualmente.
4.2.1. FLUJO DE FONDOS
El flujo de fondos corresponde a la suma de los ingresos menos los gastos
durante la vida útil del proyecto. Se calcula con la ecuación 4.3
FFN = Ingresos – Gastos (4.3)
En la Tabla 4.9 se presentan los resultados para el flujo de fondos neto para el
pozo EM-16.
4.2.1.1. Ingresos
Con la ayuda del perfil de producción del pozo se calculan los ingresos que se
generarían por la venta del petróleo producido. Para la evaluación económica la
empresa considera actualmente un precio de 70 dólares por barril.
En la Tabla 4.4 se puede observar un ejemplo de los ingresos que se obtendrían
de la producción del pozo EM-16.
4.2.1.2. Gastos
4.2.1.2.1. Inversión Inicial
El valor de la inversión inicial para producir un pozo del yacimiento “X”,
corresponde al costo que del reacondicionamiento que se debería hacer para
cambiar de la zona de la cual produce actualmente el pozo al yacimiento “X”:
En la Tabla 4.5 se detallan los costos estimados que tendría un
reacondicionamiento para el pozo EM-16: El valor total de la inversión es de
aproximadamente 377100 dólares americanos.
51
TABLA 4.4: INGRESOS POZO EM-16
Petróleo Petróleo Mes bls/ dia bls/ mes
INGRESOS
0 INVERSIÓN INICIAL
1 199 6053 423720
2 199 6053 423720
3 199 6053 423720
4 172 5167 361694
5 127 3812 266810
6 96 2892 202429
7 74 2246 157211
8 59 1779 124522
9 47 1433 100305
10 39 1171 81984
11 32 970 67868
12 27 812 56815
TOTAL 2690797
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
4.2.1.2.2. Gastos mensuales
En la Tabla 4.6 se detallan los costos promedios que se utiliza en la empresa para
la evaluación económica de los pozos.
En la Tabla 4.7 se presentan los resultados de los costos operativos mensuales
para el pozo EM-16 y en la Tabla 4.8 se resumen los costos por transporte,
impuestos y depreciación.
4.2.2. VALOR PRESENTE NETO (VPN)
El VPN representa el valor de los ingresos y egresos de cada período trasladados
a valores presentes descontados a una determinada tasa de descuento. Se
calcula con la ecuación 4.4
31 20 1 2 3
FFNFFN FFN FFNVPN -FFN ...
(1 i) (1 i) (1 i) (1 i)nn= + + + + +
+ + + + (4.4)
Donde:
0FFN : Inversión inicial FFNn: Flujo de fondos neto en el período n i: Tasa de descuento n: número de períodos para los que se calcula la inversión.
52
La tasa de descuento que se utiliza en la empresa para evaluar los proyectos es del 12% anual o del 0.948 % mensual.
Los criterios para determinar si un proyecto es rentable o no son:
Si VPN > 0: el proyecto es viable Si VPN = 0: es indiferente realizar el proyecto o no. Si VPN < 0: el proyecto genera pérdidas .
En la Tabla 4.8 se presentan los resultados del Valor Presente Neto para el pozo
EM 16 cada período mensual.
TABLA 4.6: COSTOS PROMEDIOS PARA LA PRODUCCIÓN DE P ETRÓLEO
DESCRIPCIÓN VALOR Gastos operativos
Gastos administrativos 0,49 usd/ bl
Operación del crudo 0,32 usd/ bl
Operación del agua 0,32 usd/ bl
Mantenimiento del crudo 0,19 usd/ bl
Mantenimiento del agua 0,19 usd/ bl
Soporte Campo 20154,7 usd/ mes
Transporte OCP 1,30 usd/ bl
Fondo vial 0,35 usd/ bl
Ley 10 - 40 1,05 usd/ bl
Depreciación 3,00 usd/ bl
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
TABLA 4.7: COSTOS OPERATIVOS POZO EM-16
COSTOS OPERATIVOS Mes Overheads Op. Crudo Op. Agua Mant. Crudo Mant. Agua Soporte Campo
0 INVERSIÓN INICIAL
1 2966 1930 533 1135 314 20.155
2 2966 1930 533 1135 314 20.155
3 2966 1930 533 1135 314 20.155
4 2532 1648 630 969 371 20.155
5 1868 1215 859 715 505 20.155
6 1417 922 1171 542 689 20.155
7 1100 716 1597 421 939 20.155
8 872 567 2177 334 1281 20.155
9 702 457 2968 269 1746 20.155
10 574 373 4047 220 2380 20.155
11 475 309 5518 182 3246 20.155
12 398 259 7523 152 4425 20.155
18836 12257 28090 7209 16522 241856
53
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
TABLA 4.8: COSTOS DE IMPUESTOS, TRANSPORTE, DEPRECI ACIÓN Y
TOTALES
Mes Tarifa OCP Fondo vial Ley 10 - 40 Depreciación COSTOS TOTALES
0
1 7875 1568 6356 18159 121982
2 7875 1568 6356 18159 121982
3 7875 1568 6356 18159 116282
4 6722 1338 5425 15501 101991
5 4959 987 4002 11435 87819
6 3762 749 3036 8676 78647
7 2922 582 2358 6738 72892
8 2314 461 1868 5337 69700
9 1864 371 1505 4299 68655
10 1524 303 1230 3514 69643
11 1261 251 1018 2909 72788
12 1056 210 852 2435 577883
Total 50010 9956 40362 115320 1560263
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
4.2.3. TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
Es la tasa de descuento a la cual el Valor Presente Neto se hace igual a cero, se representa con la ecuación 4.5. PAra que el proyecto se considere rentable el TIR debe ser superior a la tasa de descuento utilizada para calcular el VPN, mientras más alto sea el valor del TIR, se considera más atractivo al proyecto.
31 20 1 2 3
FFNFFN FFN FFNVPN= 0 -FFN ...
(1 ) (1 ) (1 ) (1 )n
nTIR TIR TIR TIR= + + + + +
+ + + + (4.5)
De la ecuación anterior debe despejarse el TIR, nótese que cuando el período (n) es grande, el grado polinómico de la ecuación hace que la resolución de esta se complique, por fortuna existen algunos programas computacionales con los que se puede calcular este valor. Para el caso ejemplo del pozo EY D16 se obtuvo un TIR del 89%
TABLA 4.9: FFN Y VPN
0 -377101 -377101
1 362729 359319
2 362729 355942
3 362729 352596
54
4 306403 295044
5 220110 209958
6 161310 152423
7 119683 112027
8 89158 82670
9 65970 60595
10 47665 43369
11 32545 29333
12 19351 17277
TOTAL 1773278 1693452
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
4.2.4. RELACIÓN COSTO BENEFICIO
Este indicador permite comparar los costos y los beneficios con la ecuación 4.6. Si la relación costo beneficio es mayo a 1, significa que los ingresos exceden a los gastos y que por tanto el proyecto es viable.
: /Ingresos
Costo BeneficioCostos Inversion
=+
(4.6)
Aplicando la ecuación 4.6 para el caso del pozo EM-16 se obtuvo que la relación costo beneficio es de 2.9.
4.2.5. TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN (PAY-BACK)
Tiempo necesario para que el valor actualizado de los flujos netos de fondo iguale
al capital invertido.
Para el caso del ejemplo del pozo EM 16 se obtuvo que el capital se recuperaría a
los 31 días de efectuado la inversión.
En la Tabla 4.10 Se resumen los resultados de la evolución económica para el
pozo EM-16.
TABLA 4.10. RESUMEN EVALUACIÓN ECONÓMICA POZO EM-16
REFERENCIA VALOR (usd)
Precio barril petróleo 70
Petróleo producido 38360Agua producida 86935
INGRESOS 2685221COSTOS
Overheads 18797 Oper. Crudo 12232
55
Oper. Agua 27720 Mant. Crudo 7194 Mat. Agua 16305 Soporte Campo 241856
Suma Costos operativos 324104Tarifa OCP 49907Fondo vial 9935Ley 10 - 40 40278Depreciación 115081
SUMA COSTOS TOTALES 539305TOTAL (INGRESOS - COSTOS) 2145917INVERSIÓN -377100,76VAN 1688988 Pay back period 31 diasTIR 89% Relación costo beneficio 2,9
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
TABLA 4.5 COSTOS REACONDICIONAMIENTO POZO EM-16
TOTAL DESCRIPCION VALOR UNITARIO CANTIDAD US$
Tiempo estimado trabajo: 7 días COMPRAS Y/O MATERIALES DE BODEGA
Químicos para el control del pozo
KCL (50 kg/saco) 50 usd/saco 96 4.800
Bactericida (Greenside 2 gal/100 bls) 14 usd/gal 40 542
Anticorrosivo (Conqor 3 gal/100 bls) 8 usd/gal 60 462
Flo-Vis (25kg/saco) 397 usd/saco 10 3.970
Suma 9.774
Materiales equipo de fondo para BES
"Y" Tool clamps 1.467 usd/clamp 6 8.802
La Salle Cable Protector 79 usd/protector 10 787
Suma 9.589
Aceites y grasas 350 usd/dia 7 2.450
Combustibles: Diesel (+/- 60 gal/día) 120 usd/día 7 840
Broca 6 1/8" 2.800 usd/broca 1 2.800
CIBP 7" 2.760 usd/ CIBP 1 2.760
Filtros Unidad de Filtración 25 usd/filtro 120 3.000
SERVICIOS GENERALES
Equipos
Servicio de taladro de reacondicionamiento 6.590 usd/día 7 46.130
Servicios de Slick Line: Operación unidad de Slick Line 70 usd/hora 24 1.680
Servicio de camiones vacuum 58 usd/hora 24 1.392
Suma 49.202
56
Servicios varios
Servicio de limpieza de locaciones 200 usd/día 7 1.400
Servicio de alimentación, hospedaje, lavado de ropa 650 usd/día 7 4.550
Comunicaciones 200 usd/día 7 1.400
Suma 7.350
Registros eléctricos (Wireline)
Cargo base por equipo en locación 11.160 usd 1 11.160
Correlaciones registro Gamma Ray 16.580 usd/trabajo 1 16.580
Asentamiento de CIBP 2.500 usd/trbajo 1 2.500
Suma 30.240
Disparos
Cargo base por equipo en locación 8.500 usd 1 8.500
Correlaciones registro Gamma Ray 11.520 usd 1 11.520
Servicio de cañoneo de 41/2 @ 5 disparos por pie 300 usd/carga 210 63.000
Precio por pie corrido 0,1 usd/pie 22.280 1.782
Suma 84.802
Cementación
Tapón balanceado de cemneto 30.000 usd/trabajo 1 30.000
Inspección y reparación de tubería 20.000 usd/trabajo 1 20.000
Servicios misceláneos de Contratistas
Costo personal técnico para disparos y correlaciones 1.100 usd/trabajo 2 2.200
Costo personal técnico cementación 1.100 usd/trabajo 2 2.200
Company man 600 usd/día 7 4.200
Miscelaneos (Comunicaciones,seguridad, etc) 200 usd/día 7 1.400
Suma 10.000
Transporte de materiales y equipos
Movilización taladro entre locaciones del campo 6.253 usd 1 6.253
Gabarras transporte 1.000 usd/ viaje 2 2.000
Transporte marítimo (botes) de personal 100 usd/día 7 700
Suma 8.953
RENTAS
Renta Herramientas y Equipos
Camioneta para Company man 45 usd/día 7 315
Limpieza de pozo con Speed well 21.000 usd/trabajo 1 21.000
Renta de tubería de perofración de 3-1/2" 1.745 usd/día 7 12.212
Otros 800 usd 1 800
Suma 34.327
Sub Total 306.088
Imprevistos 10 % 30.609
12 % IVA 40.404
TOTAL 377.101
ELABORADO POR: ERICK MIRANDA
57
5. CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
En la Arenisca “X” pueden identificarse claramente dos miembros: uno superior y
otro inferior. El miembro superior presenta mejores características petrofísicas
que el miembro inferior y prácticamente concentra todo el petróleo, por lo que
para los cálculos de petróleo original en sitio y de reservas solo se ha considerado
esta zona.
Debido a que solo existe el análisis especial para dos tapones (“plugs”) obtenidos
del núcleo del pozo EM-5, no se puede hallar una adecuada relación entre la
porosidad y permeabilidad que permita generar una ecuación aplicable a los
demás pozos del yacimiento.
Los análisis PVT y las pruebas de producción que se han realizados en los pozos
del yacimiento “X” indican que los pozos situados en la parte Norte de la
estructura presentan mejor calidad de petróleo con respecto a los pozos que se
ubican al Sur, ya que tienen menor densidad API y viscosidad.
Todavía se desconoce las propiedades de los fluidos en la parte central de la
estructura debido a que en dicha zona no se han hecho pruebas de producción
y/o análisis PVT.
Dada la escasa información de producción histórica, presiones y datos de fluidos,
todavía no se puede afirmar con total certeza el mecanismo de producción
primario que posee el yacimiento.
El Petróleo original en sitio (POES) calculado para el yacimiento “X” en el
presente estudio fue de 195,3 MMbls, un valor que dista mucho de los 39 MMbls
calculados para las dos últimas Reformas efectuadas al Plan de Desarrollo del
58
Campo. La magnitud del nuevo valor calculado abre nuevas expectativas para el
yacimiento y estimulan a la obtención de nueva información que posibilite estimar
con mayor certeza las reservas de petróleo.
Los métodos para calcular el factor de recobro por ecuaciones empíricas y a partir
de la utilización de curvas de permeabilidades relativas arrojaron resultados
demasiado optimistas, por tanto fueron descartados y se consideró como válido
un factor de recobro del 11%, estimado a partir de analogías con otros campos de
la cuenca oriental.
Las reservas totales calculadas para el yacimiento “X” ascienden a los 21.5
MMbls de petróleo, de este cantidad se ha considerado como probadas a 3.36
MMbls que corresponde al valor total de las reservas estimadas a partir de los
registros eléctricos de los pozos. El resto de reservas corresponde a las reservas
no probadas y su cifra es de 18.14 MMbls.
A pesar que la gran mayoría de pozos presenta reservas en el yacimiento “X”,
estas son de poco interés si se comparan con las que los pozos poseen en otros
yacimientos, por tanto en la gran mayoría de los casos y considerando la
incertidumbre que todavía se tiene sobre el yacimiento, los pozos que entren a la
producción en el yacimiento “X” se irán incorporando de manera progresiva a
medida que las reservas en los otros yacimientos del pozo en cuestión se agoten.
Se seleccionaron 4 pozos que se consideran que son los más tempranos para
entrar a producción en el yacimiento “X”, y que aparentemente ameritan una
recompletación para cambio de zona. Debe considerarse sin embargo que las
productividades de tres de los pozos fueron estimadas en vista de que no se
disponen de pruebas de producción, por lo tanto sería muy riesgoso sacrificar la
producción actual del pozo en el yacimiento del cual produce para probar un
yacimiento del que no se sabe con total certeza su verdadero potencial, por lo que
se recomienda efectuar el cambio de zona cuando en el pozo se produzca algún
desperfecto que amerite la intervención con un taladro de reacondicionamiento.
59
Los perfiles de producción de los pozos seleccionados son conservadores y se
realizaron en base a las ecuaciones generadas del análisis productivo del pozo
EM-32.
Los efectos de la viscosidad en el rendimiento de las bombas electrosumergibles
provocan una disminución en la eficiencia de la bomba, levantamiento por etapa y
causan que un incremento en el consumo de potencia. Para el dimensionamiento
de lo equipos se consideraron estos efectos y hacer las correcciones necesarias
para el cálculo total de número de etapas y de consumo de energía.
Los altos precios actuales del petróleo permiten que los pozos seleccionados en
el yacimiento “X” puedan ser incorporados a la producción de manera
económicamente rentable, premisa confirmada con el análisis económico donde
con el uso de indicadores financieros se pudo determinar que las inversiones
serian rentables.
5.2. RECOMENDACIONES
Monitorear continuamente la presión y producción de los nuevos pozos que se
vayan incorporando a la producción del yacimiento “X”. Esta información es
fundamental para precisar el mecanismo de producción del yacimiento y en
general para la caracterización del mismo. Se recomienda que por lo menos una
vez al año en un mismo pozo se haga una prueba de presión para estimar la
presión de reservorio y observar como evoluciona este parámetro, a fin de evitar
pérdidas en la producción causadas por el cierre del pozo para una prueba de
restauración de presión (“buildup”) se puede optar por alternativas con pruebas de
decremento de presión (“drawdown”).
Efectuar un muestreo de fluidos de fondo para su posterior análisis PVT en la
parte central de la estructura en vista de que todavía se desconocen las
propiedades del fluido en dicha zona. Se recomienda realizar los muestreos y
tomar presiones con herramientas de wireline en puntos a distintas profundidades
60
para la formación de un mismo pozo para constatar la posible degradación de
crudo.
En los nuevos pozos que perforen en el centro de la estructura, tomar un nuevo
núcleo para el yacimiento “X”, de este “core” se podrá obtener nueva información
geológica y hacer nuevos análisis especiales que permitan caracterizar de mejor
manera al yacimiento.
De los pozos que vayan entrando a la producción en el yacimiento “X” realizar
pruebas de viscosidad de las muestras obtenidas en superficie a diferentes
temperaturas para comparar sus propiedades y establecer similitudes y
diferencias con los pozos que se han probado en el yacimiento.
Para prevenir la formación de emulsiones en fondo de pozo se recomienda
inyectar demulsifante a través del capilar de la bomba.
En vista de que las cartas amperímetricas de las bombas suelen desecharse cada
año, se recomienda que se guarde una carta tipo en formato digital cuando se
constate algún tipo de problema como emulsión, parafinas, etc; esta información
será de valiosa ayuda cuando se tenga que producir nuevos pozos para tomar las
precauciones necesarias. De igual manera se sugiere que la información
correspondiente a parámetros de la bomba como PIP, amperaje, temperatura,
entre otros sea guardada en el caso de que se observe alguna anomalía en los
comportamientos de los datos.
61
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS DAKE L.P., (1978)., Fundamentals Reservoir Engineering
CRAFT B.C. ; HAWKINS M.F., (1977)., Ingeniería Aplicada de Yacimientos
Petrolíferos.
QUIROGA KLEBER, (1997) ., Pruebas, Completaciones y Reacondicionamiento
de Pozos.
ZAKI BASSIOUNI, (1996) ., Reservoir Characterization and Behavior ( Curso
dictado para PETRPRODUCCION)
SCHLUMBERGER, (1989)., Log Interpretation Principles/Applications
62
ANEXOS
63
ANEXO No 1 DIAGRAMA COMPLETACIÓN POZO EY D16
2
ANEXO No 2 FACTORES DE CORRECCIÓN POR VISCOSIDAD PARA
LOS PARÁMETROS DE LAS BOMBAS
3
Top Related